sistema de suporte à decisão no sector eléctrico com indicadores de ... · sistema de suporte à...
TRANSCRIPT
Nuno Alexandre Soares Domingues
Mestre em Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Sistema de Suporte à Decisão no Sector Eléctrico com Indicadores de
Desempenho: O Caso Português
Tese para obtenção do Grau de Doutor em Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Orientador Prof. Doutor João Joanaz de Melo, Professor Auxiliar com agregação, Faculdade de Ciências e Tecnologia da Universidade Nova de Lisboa
Coorientador Prof. Doutor Rui Alexandre Nunes Neves da Silva, Professor Auxiliar, Faculdade de Ciências e Tecnologia da Universidade Nova de Lisboa
Júri:
Presidente: Prof. Doutora Maria Paula Baptista da Costa Antunes Arguentes: Prof. Doutor João José Esteves Santana
Prof. Doutor Luís Miguel de Mendonça Rato Vogais: Prof. Doutor Rui Jorge Fernandes Ferreira Santos
Prof. Doutor Mário Fernando da Silva Ventim Neves
Dezembro 2015
Sistema de Suporte à Decisão no sector eléctrico com Indicadores de
Desempenho: O caso Português
©Nuno Alexandre Soares Domingues
Faculdade de Ciências e Tecnologia e a Universidade Nova de Lisboa
“A Faculdade de Ciências e Tecnologia e a Universidade Nova de Lisboa têm o direito,
perpétuo e sem limites geográficos, de arquivar e publicar esta tese através de exemplares
impressos reproduzidos em papel ou de forma digital, ou por qualquer outro meio conhecido
ou que venha a ser inventado, e de a divulgar através de repositórios científicos e de admitir
a sua cópia e distribuição com objectivos educacionais ou de investigação, não comerciais,
desde que seja dado crédito ao autor e editor.”
Dedico este trabalho a todos os que se debruçam e que se debruçarão no estudo dos temas da
energia, ambiente, economia e fiscalidade, esperando que a metodologia apresentada clarifique
algumas relações, quantifique algumas opiniões e introduza novas dúvidas.
v
Agradecimentos
Com estas linhas quero agradecer a todos os que contribuíram de forma mais ou menos
directa para o desenvolvimento da presente Tese.
Ao Professor Doutor João Joanaz de Melo. Primeiro, pela orientação académica na elaboração
do meu plano de estudos na componente ambiental. Segundo, por ter aceitado ser meu
orientador e pela escolha de um tema actual, desafiador e interessante. Terceiro, pelas
oportunidades que me proporcionou, permitindo-me adquirir novas capacidades.
Ao Professor Doutor Rui Neves da Silva. Primeiro, pela orientação académica na elaboração
do meu plano de estudos. Segundo, por ter aceitado ser meu co-orientador e pelos
conhecimentos em Decisão. Terceiro, pelas valiosas sugestões, interesse, apoio e dedicação.
Ao Professor Doutor Fernando Melício, coordenador da Secção de Engenharia de Sistemas do
ISEL. Primeiro, por todo o apoio, desde sempre, na minha decisão de progressão de estudos
na área que eu escolhi. Segundo, pelo apoio em programação que foi fundamental na fase de
construção da ferramenta desenvolvida.
Ao Professor Nuno Ribeiro da Silva, presidente da Endesa Portugal, pela disponibilidade em
me ouvir e pelo debate na fase inicial.
À ERSE, pela formação que tive a oportunidade de frequentar na ERSEFORMA, pela resposta
às dúvidas que ia colocando e pela disseminação de informação.
Ao Professor Rui Pestana, docente do ISEL e Subdirector de Gestão do Sistema na REN, pelo
apoio na sua área de trabalho e interesse no meu trabalho.
Ao Professor Doutor João Santana, Professor no IST, pelo apoio, partilha e disponibilidade.
À Doutora Júlia Boucinha, Directora na EDP Distribuição, pelo interesse no meu trabalho.
À APREN, pelo trabalho desenvolvido que me auxiliou por diversas vezes.
Ao Professor Doutor Bruno Pereira, docente no ISEL pela ajuda na área da metamática.
Ao Mestre Manuel Ferreira dos Santos, presidente da Ambiente e Energia, pela troca de ideias.
Ao Tenente Rui Azevedo do Estado Maior da Força Aérea, pela troca de ideias.
À NOVA Doctoral School, pelas formações que tive a oportunidade de frequentar, que também
me serão úteis para a minha actividade de docência.
Aos colaboradores do CENSE da FCT-UNL pela partilha de conhecimentos.
Aos funcionários da biblioteca da FCT-UNL, especialmente à Rosário Duarte, pela formação.
A todos os meus amigos de voluntariado, especialmente da LPN e do GEOTA.
To Kai Schlegelmilch, Jacqueline Cottrell, John Hontelez, Catherine Pearce, David Gee, Aldo
Ravazzi, Alexander Porsche and Konstantin Kreiser, international experts on energy, tax and
environment, for the time allowed to debate and discuss. To several individuals of European
Environmental Bureau, Green Budget Europe, European Energy Agency, European
Environmental Agency, European Parliament, European Commission and International Energy
Agency for the support at different phases.
À minha família e amigos.
vii
Sumário
Os consumidores exercem influência no comportamento do sector eléctrico pela variação da
procura de electricidade à rede. A teoria económica e as estatísticas dos últimos anos sugerem
que os consumidores reagem aos preços da electricidade, seja através dos usos que fazem da
electricidade e na selecção de energias alternativas, seja pela tomada de decisão de
investimento em eficiência energética e em autoconsumo. Indirectamente, a procura de
electricidade à rede dos consumidores afecta o preço da venda da electricidade através das
actualizações da tarifa para o ano seguinte. Apesar disso, raramente as políticas energéticas
ou as previsões da procura são informadas com modelos de desempenho económico de
procura dinâmica.
Os objectivos da tese são desenvolver conceptualmente um modelo de simulação do sistema
eléctrico considerando explicitamente a reacção e decisão dos consumidores face ao preço da
electricidade; desenvolver informaticamente um Sistema de Suporte à Decisão (SSD) sobre o
modelo de simulação e explorá-lo com o caso estudo do sistema eléctrico português.
O modelo tem uma abordagem de simulação dinâmica. Conceptualmente, o modelo de
simulação e o SSD são desenhados para permitir dois modos de aplicação: a) um modo
interactivo, equivalente a um jogo entre os vários agentes (Estado como legislador/regulador;
sector da produção, transporte e distribuição; e sector do consumo final com enfoque na
indústria, famílias e serviços) ou b) um modo parametrizado assumindo comportamentos pré-
definidos e tomadas de decisão de certos agentes para ensaiar opções de um utilizador. No
âmbito da tese o modelo foi explorado apenas no modo parametrizado para ensaiar opções de
políticas públicas no sector energético, em especial sistemas de incentivos, pré-definindo
comportamentos dos agentes com tomada de decisão dos produtores e consumidores.
Os cenários testados para o caso de estudo português sugerem que devem existir mais
incentivos ao investimento em eficiência energética e menos subsidiação de preço de venda da
electricidade: em todos os domínios, a redução do desperdício energético é melhor do que
existirem preços artificialmente baixos. É este tipo de opções de política que melhor cumprem
objectivos de uso racional de energia, protecção ambiental e redução de custos globais para os
consumidores e para os contribuintes. A análise dos cenários sugere também que existe um
potencial aliciante de poupança energética no sector do consumo final, que está longe de ser
aproveitado. Verifica-se também que a tomada de decisão em autoconsumo reduz os
investimentos em eficiência energética, obtendo-se menor redução do desperdício energético.
O papel dos consumidores é importante. Um preço claro pode ajudar a consumir, a preservar e
a investir.
Palavras-chave
Sistema de Suporte à Decisão, tomada de decisão no consumo, reacção do consumo ao
preço, modelos energia-economia-ambiente (E3), eficiência energética, autoconsumo,
incentivos, Reforma Fiscal Ambiental e impactes ambientais.
ix
Abstract
Consumers influence the behaviour of the electricity sector by changing their demand.
Economic theory and late statistics suggests that consumers react to electricity prices, either
through the uses they make of electricity, whether for making decisions on investment in energy
efficiency, self-consumption and consumption alternatives; thereby, consumers affect the price
through tariff updates. Nevertheless, rarely energy policies and forecasts of demand are
informed with economic performance models of dynamic demand.
The objectives of the thesis are to develop a conceptual simulation model of the electrical
system explicitly considering the reaction and the decision of consumers to the apparent
electricity price; develop a Decision Support System (DSS), based on the conceptual simulation
model and employ the model by software and explore it with the case study of Portuguese
electrical system.
The model has a dynamic simulation approach. Conceptually, the simulation model and the
SSD is designed to allow two application modes: a) an interactive mode, a game between the
various agents (State as a legislator / regulator, the production, transport and distribution, and
final consumption sector with focus on industry, households and services); or b) a
parameterized so assuming predefined behaviours of certain agents to test a user's options.
Under the thesis the model was implemented only in the parameterized mode, and exploited for
testing policy options in the energy sector, in particular incentive schemes, pre-setting
behaviour of the other main players (producers and consumers)
The scenarios tested for the case of Portuguese study suggest that there should be more
incentives for energy efficiency and less artificially low prices; It is this kind of politic options that
best meet rational use objectives of energy, environmental protection and reduction of overall
costs for consumers-taxpayers. The analysis of scenarios also suggests that there is an
attractive potential for energy savings in the final consumption sector, which is far from being
tapped.
Keywords
Decision Support Systems, consumer decision making, consumer price reaction, Energy-
Economy-Environment (E3) models, energy efficiency, incentives, environmental fiscal reform,
and environmental pressures
xi
Lista de acrónimos
ADENE Agência para a Energia
APA Agência Portuguesa do Ambiente
AQS Água Quente Sanitária
BAU Business As Usual (cenário de evolução mantendo a tendência actual de consumo)
BdP Banco de Portugal
CUR Comercializador de Último Recurso
CVEE Compra e Venda de Energia Eléctrica
DEE Directiva de Eficiência Energética
DGEG Direcção-Geral de Energia e Geologia
EDP Energias de Portugal
EEA Agência Europeia do Ambiente
EEB European Environmental Bureau
ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
FEE Fundo de Eficiência Energética
FIT Feed-in Tariffs
GBE Green Budget Europe
GEE Gases de Efeito de Estufa
I&D Investigação e Desenvolvimento
IEA International Energy Agency
INE Instituto Nacional de Estatística
ISP Imposto sobre Petrolíferos e energéticos
IVA Imposto Sobre o Valor Acrescentado
MIBEL Mercado Ibérico de Electricidade
ONG Organização não-governamental
OCDE Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Económico
PIB Produto Interno Bruto
PNAEE Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética
PNAER Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis
PNALE Plano Nacional de Atribuição de Licenças de Emissão
REN Redes Energéticas Nacionais
RFA Reforma Fiscal Ambiental
RRC Regulamento de Relações Comerciais
SSD Sistema de Suporte à Decisão
UE União Europeia
UGS Uso Global do Sistema
VAB Valor Acrescentado Bruto
xiii
Índice
Agradecimentos ............................................................................................................................ v
Sumário ........................................................................................................................................ vii
Abstract ......................................................................................................................................... ix
Keywords ....................................................................................................................................... ix
Lista de acrónimos ........................................................................................................................ xi
Índice ........................................................................................................................................... xiii
Lista de figuras ........................................................................................................................... xvii
LISTA DE QUADROS .......................................................................................................................... xix
1 Introdução ............................................................................................................................. 1
1.1 Enquadramento............................................................................................................. 1
1.2 Objectivos ...................................................................................................................... 3
1.3 Hipóteses e abordagem ................................................................................................ 4
1.4 Âmbito ........................................................................................................................... 4
1.5 Organização da tese ...................................................................................................... 5
2 Revisão da literatura ............................................................................................................. 7
2.1 Sistemas de Suporte à Decisão - Resenha histórica ...................................................... 7
2.2 Sistemas de Suporte à Decisão para o sector energético ........................................... 10
2.2.1 Tipologia dos modelos......................................................................................... 10
2.2.2 Os modelos tecnológicos .................................................................................... 11
2.2.3 Os modelos de equilíbrio geral ........................................................................... 12
2.2.4 Os modelos híbridos ............................................................................................ 13
2.3 Ambiente e desenvolvimento sustentável .................................................................. 14
2.3.1 Direito do ambiente ............................................................................................ 14
2.3.2 Perspectiva histórica ........................................................................................... 17
2.4 Política na interface energia-ambiente ....................................................................... 19
2.4.1 Revisão geral ....................................................................................................... 19
2.4.2 Exemplos da Reforma Fiscal Ambiental a nível internacional ............................. 21
xiv
2.5 Estudos recentes em modelação energética e em tomada de decisão ...................... 22
2.6 Identificação de lacunas no estado do conhecimento ................................................ 23
3 Metodologia e modelo conceptual ..................................................................................... 25
3.1 Abordagem metodológica e faseamento do trabalho ................................................ 25
3.2 Características chave do modelo ................................................................................ 26
3.3 Agentes ........................................................................................................................ 27
3.3.1 Caracterização ..................................................................................................... 27
3.3.2 Produtores ........................................................................................................... 27
3.3.3 Consumidores ...................................................................................................... 28
3.3.4 Estado .................................................................................................................. 29
3.4 Descrição geral do modelo .......................................................................................... 30
3.5 Previsão da procura de electricidade à rede ............................................................... 35
3.6 Os processos de decisão ............................................................................................. 38
3.6.1 Decisão do Estado no apoio ao investimento no sector eléctrico ...................... 38
3.6.2 Decisão de investimento no sector do consumo ................................................ 39
3.6.3 Decisão de investimento no sector da produção ................................................ 42
3.7 As pressões ambientais ............................................................................................... 43
3.8 Escolha e relevância dos indicadores de desempenho ............................................... 45
4 Caso de estudo: sector eléctrico Português ........................................................................ 47
4.1 Definição do caso de estudo ....................................................................................... 47
4.2 Implementação do Sistema de Suporte à Decisão ...................................................... 47
4.3 Caracterização energética, económica e ambiental de Portugal ................................ 49
4.4 Potencial de investimento em eficiência energética no consumo ............................. 60
4.5 Autoconsumo de electricidade ................................................................................... 67
4.6 Custos de produção e entrega de electricidade.......................................................... 69
4.7 Tarifas e preços ........................................................................................................... 73
4.8 Ajustes na tarifa por alteração da evolução esperada da procura ............................. 75
xv
4.9 Calibração do modelo ................................................................................................. 81
4.10 Validação do modelo ................................................................................................... 83
5 Exploração do modelo, resultados e discussão .................................................................. 85
5.1 Abordagem .................................................................................................................. 85
5.2 Cenários de incentivos no sector eléctrico ................................................................. 85
5.3 Descrição dos cenários ................................................................................................ 86
5.4 Resultados ................................................................................................................... 88
5.4.1 Indicadores chave ................................................................................................ 88
5.4.2 Análise sectorial da indústria .............................................................................. 96
5.4.3 Análise sectorial das famílias............................................................................... 99
5.4.4 Análise global .................................................................................................... 103
5.5 Análise de sensibilidade ............................................................................................ 106
5.5.1 À evolução económica ...................................................................................... 106
5.5.2 À evolução tecnológica ..................................................................................... 108
6 Conclusões......................................................................................................................... 111
6.1 Considerações sobre o modelo e o SSD desenvolvidos ............................................ 111
6.2 Síntese de resultados ................................................................................................ 112
6.3 Desenvolvimentos futuros ........................................................................................ 113
7 Referências ........................................................................................................................ 115
Anexo 1. Electricidade ...................................................................................................... 125
A.1.1. Evolução do sector eléctrico a nível internacional ................................................. 125
A.1.2. Estrutura organizativa do sector eléctrico em Portugal ......................................... 128
Anexo 2. Extracto do memorando de entendimento ...................................................... 131
Anexo 3. Enquadramento energético a nível mundial ..................................................... 135
Anexo 4. Os incentivos na análise tradicional do comportamento dos mercados .......... 149
Anexo 5. A experiência internacional da Reforma Fiscal Ambiental ................................ 155
Anexo 6. Conjuntura nacional e internacional ................................................................. 165
xvi
Anexo 7. O sector da electricidade em Portugal .............................................................. 167
Anexo 8. Tarifa.................................................................................................................. 173
A.8.1. Evolução da Estrutura Tarifária ............................................................................... 173
A.8.2. Evolução da legislação da produção descentralizada ............................................. 182
Anexo 9. Diagrama de carga diário e diagrama de duração de carga .............................. 185
Anexo 10. SSD user manual ............................................................................................ 189
A.10.1. Introduction .......................................................................................................... 189
A.10.2. Equipment ............................................................................................................. 189
A.10.3. What this software helps the user to accomplish ................................................ 189
A.10.4. How it is organized ................................................................................................ 189
A.10.5. Programming reflections ...................................................................................... 195
Anexo 11. Quadros de resultados .................................................................................. 197
xvii
Lista de figuras
FIGURA 3.1- ABORDAGEM METODOLÓGICA E FASEAMENTO DO TRABALHO ................................................................. 25
FIGURA 3.2- AGENTES DO SECTOR ELÉCTRICO E SUA INTERACÇÃO SIMPLIFICADA .......................................................... 27
FIGURA 3.3- GRUPOS DE CONSUMIDORES ............................................................................................................ 29
FIGURA 3.4- REPRESENTAÇÃO GENÉRICA DO MODELO DA PRESENTE TESE ................................................................... 30
FIGURA 3.5-DIAGRAMA DE BLOCOS GERAL DO SISTEMA DE SUPORTE À DECISÃO ......................................................... 31
FIGURA 3.6- DIAGRAMA DO MODELO CONCEPTUAL DA PRESENTE TESE ...................................................................... 32
FIGURA 3.7- DISTRIBUIÇÃO DO POTENCIAL DE REDUÇÃO DO CONSUMO IDENTIFICADO .................................................. 40
FIGURA 3.8- PERCENTAGEM DE REDUÇÃO DE CONSUMO DE ELECTRICIDADE EM FUNÇÃO DO PERÍODO DE RETORNO ............ 41
FIGURA 4.1- NÚCLEO CENTRAL DO SSD IMPLEMENTADO ........................................................................................ 48
FIGURA 4.2- EVOLUÇÃO DO PIB EM PORTUGAL .................................................................................................... 49
FIGURA 4.3- VALOR ACRESCENTADO BRUTO TOTAL INDUSTRIAL ............................................................................... 50
FIGURA 4.4- CONSUMO ENERGÉTICO POR UNIDADE DE VAB INDUSTRIAL EM PORTUGAL .............................................. 50
FIGURA 4.5- INTENSIDADE ENERGÉTICA EM ENERGIA PRIMÁRIA DA ECONOMIA ............................................................ 51
FIGURA 4.6-EVOLUÇÃO DA INTENSIDADE ENERGÉTICA POR SECTOR EM PORTUGAL ....................................................... 52
FIGURA 4.7- DIVISÃO DO CONSUMO DE ENERGIA POR SECTOR EM 2013 .................................................................... 52
FIGURA 4.8- CONSUMO TOTAL DE ENERGIA FINAL POR TIPO DE FONTE ....................................................................... 53
FIGURA 4.9- EVOLUÇÃO DO CONSUMO DE ELECTRICIDADE EM PORTUGAL .................................................................. 54
FIGURA 4.10- EVOLUÇÃO DO CONSUMO DE ELECTRICIDADE EM PORTUGAL POR SECTOR DE ACTIVIDADE .......................... 54
FIGURA 4.11- INTENSIDADE ENERGÉTICA EM ELECTRICIDADE DA ECONOMIA EM PORTUGAL ........................................... 55
FIGURA 4.12- SATISFAÇÃO DO CONSUMO DE ELECTRICIDADE EM PORTUGAL ............................................................... 55
FIGURA 4.13- EVOLUÇÃO DO ÍNDICE DE PRODUTIBILIDADE HIDROELÉCTRICA EM PORTUGAL ........................................... 56
FIGURA 4.14- EVOLUÇÃO DO ÍNDICE DE PRODUTIBILIDADE EÓLICA EM PORTUGAL ........................................................ 57
FIGURA 4.15- SALDO IMPORTADOR DE ELECTRICIDADE EM PORTUGAL (GWH)............................................................ 57
FIGURA 4.16- SALDO IMPORTADOR DE ELECTRICIDADE EM PORTUGAL (%) ................................................................. 58
FIGURA 4.17- QUOTA DE ENERGIA PRIMÁRIA NA COMERCIALIZAÇÃO DE ELECTRICIDADE PELA EDPSU EM PORTUGAL EM 2013
........................................................................................................................................................... 58
FIGURA 4.18- QUOTA DE ENERGIA PRIMÁRIA NA COMERCIALIZAÇÃO DE ELECTRICIDADE PELA ENDESA EM PORTUGAL EM 2013
........................................................................................................................................................... 59
FIGURA 4.19- QUOTA DE ENERGIA PRIMÁRIA NA COMERCIALIZAÇÃO DE ELECTRICIDADE PELA GALP EM PORTUGAL EM 2013
........................................................................................................................................................... 59
FIGURA 4.20- EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA ELÉCTRICA INSTALADA EM PORTUGAL ............................................................ 60
FIGURA 4.21- CONSUMO DE ELECTRICIDADE AGREGADO POR UTILIZAÇÃO NAS FAMÍLIAS ............................................... 61
FIGURA 4.22- CONSUMO DE ELECTRICIDADE POR ACTIVIDADE NA INDÚSTRIA .............................................................. 62
FIGURA 4.23- CONSUMO DE ELECTRICIDADE POR ACTIVIDADE NO SECTOR DOS SERVIÇOS .............................................. 62
FIGURA 4.24- EVOLUÇÃO DAS EMISSÕES TOTAIS DE GEE EM PORTUGAL .................................................................... 72
FIGURA 4.25- EVOLUÇÃO DAS TARIFAS DE VENDA A CLIENTES FINAIS DO CUR (PREÇOS CORRENTES) ............................... 73
FIGURA 4.26- EVOLUÇÃO DAS TARIFAS DE VENDA A CLIENTES FINAIS DO CUR (PREÇOS CONSTANTES 2013) ..................... 74
FIGURA 4.27- EVOLUÇÃO DOS PREÇOS MÉDIOS AO CONSUMIDOR DOMÉSTICO EM DIVERSOS PAÍSES (SEM IMPOSTOS)......... 74
FIGURA 4.28- EVOLUÇÃO DOS PREÇOS MÉDIOS AO CONSUMIDOR INDUSTRIAL EM DIVERSOS PAÍSES (SEM IMPOSTOS) ......... 75
FIGURA 4.29- ADITIVIDADE DAS TARIFAS DE VENDA DE ELECTRICIDADE A CLIENTES FINAIS............................................. 76
FIGURA 4.30- ADITIVIDADE DAS TARIFAS DE ACESSO À REDE DE ELECTRICIDADE ........................................................... 77
FIGURA 4.31- PROCURA VERIFICADA E PROCURA CALCULADA DE 2005 A 2013 (PROCESSO DE CALIBRAÇÃO) .................... 83
FIGURA 4.32- PROCURA VERIFICADA E PROCURA CALCULADA DE 1995 A 2004 (PROCESSO DE VALIDAÇÃO) ..................... 84
FIGURA 5.1- PROCURA TOTAL DE ELECTRICIDADE À REDE ......................................................................................... 88
FIGURA 5.2- CONSUMO TOTAL ANUAL DE ELECTRICIDADE ....................................................................................... 90
FIGURA 5.3- INTENSIDADE ENERGÉTICA ELÉCTRICA APARENTE .................................................................................. 91
FIGURA 5.4- INTENSIDADE ENERGÉTICA ELÉCTRICA ANUAL CORRIGIDA (INCLUI AUTO-CONSUMO SOLAR) ........................... 91
FIGURA 5.5- CUSTO ANUAL TOTAL DA TARIFA PARA O CONSUMO .............................................................................. 92
xviii
FIGURA 5.6- CUSTO TOTAL ANUAL DA ELECTRICIDADE AOS CONSUMIDORES ................................................................ 93
FIGURA 5.7- CUSTO TOTAL ANUAL DA ELECTRICIDADE............................................................................................. 94
FIGURA 5.8- CUSTO TOTAL ANUAL DA ELECTRICIDADE AO CIDADÃO ........................................................................... 95
FIGURA 5.9- PRESSÃO AMBIENTAL DA ELECTRICIDADE ............................................................................................ 95
FIGURA 5.10- PROCURA ANUAL DE ELECTRICIDADE À REDE PELA INDÚSTRIA ................................................................ 96
FIGURA 5.11- PREÇO MÉDIO ANUAL DA TARIFA DE ELECTRICIDADE PARA A INDÚSTRIA................................................... 97
FIGURA 5.12- CUSTO TOTAL ANUAL DA TARIFA PARA A INDÚSTRIA ............................................................................ 98
FIGURA 5.13- CUSTO TOTAL ANUAL DA ELECTRICIDADE À INDÚSTRIA ......................................................................... 99
FIGURA 5.14- PROCURA ANUAL DE ELECTRICIDADE À REDE PELAS FAMÍLIAS .............................................................. 100
FIGURA 5.15- CONSUMO DE ELECTRICIDADE PELAS FAMÍLIAS ................................................................................. 100
FIGURA 5.16- PREÇO MÉDIO DA ELECTRICIDADE PARA AS FAMÍLIAS ......................................................................... 101
FIGURA 5.17- CUSTO TOTAL DA TARIFA PARA AS FAMÍLIAS .................................................................................... 102
FIGURA 5.18- CUSTO TOTAL DA ELECTRICIDADE ÀS FAMÍLIAS ................................................................................. 102
FIGURA 5.19- PREÇO MÉDIO DA ELECTRICIDADE PARA O CONSUMO ........................................................................ 103
FIGURA 5.20- EFICIÊNCIA ENERGÉTICA SIMPLES DE CONSUMO DE ELECTRICIDADE IMPLEMENTADA ................................ 104
FIGURA 5.21- CUSTO TOTAL DA ELECTRICIDADE SEM CUSTOS DE APOIO DO ESTADO ................................................... 105
FIGURA 5.22- EVOLUÇÃO DO CONSUMO (ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À EVOLUÇÃO ECONÓMICA) .................................. 106
FIGURA 5.23- CUSTO DA TARIFA AOS CONSUMIDORES (ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À EVOLUÇÃO ECONÓMICA)................. 107
FIGURA 5.24- CUSTO TOTAL DA ELECTRICIDADE (ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À EVOLUÇÃO ECONÓMICA) ......................... 107
FIGURA 5.25- EVOLUÇÃO DO CONSUMO (ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À EVOLUÇÃO TECNOLÓGICA) ................................ 108
FIGURA 5.26- VARIAÇÃO DO CUSTO DA TARIFA AOS CONSUMIDORES (ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À EVOLUÇÃO TECNOLÓGICA)
......................................................................................................................................................... 109
FIGURA 5.27- CUSTO TOTAL DA ELECTRICIDADE (ANÁLISE DE SENSIBILIDADE À EVOLUÇÃO TECNOLÓGICA) ....................... 109
FIGURA A.7.1- PRINCIPAIS PASSOS NA POLÍTICA ENERGÉTICA DA UE ....................................................................... 127
FIGURA A.7.2 ORGANIGRAMA DO SEN ............................................................................................................. 129
FIGURA A.7.3- CONSUMO DE ENERGIA COMERCIALIZADA A NÍVEL MUNCIAL, 2007-2035 (QUADRILIÕES BTU) ............... 135
FIGURA A.7.4- CONSUMO DE ENERGIA COMERCIALIZADA, A NÍVEL MUNDIAL, POR TIPO DE COMBUSTÍVEL 1990-2035
(QUADRILIÕES DE BTU) .......................................................................................................................... 136
FIGURA A.7.5- PRODUÇÃO MUNDIAL DE COMBUSTÍVEIS LÍQUIDOS, 1990-2035 (MILHÕES DE BARRIS POR DIA) .............. 137
FIGURA A.7.6- VARIAÇÃO LÍQUIDA DE PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL NO MUNDO, POR REGIÃO, 2007-2035 (TRILIÕES DE PÉS
CÚBICOS) ............................................................................................................................................ 138
FIGURA A.7.7- O CONSUMO DE CARVÃO NO MUNDO, POR REGIÃO, 1990-2035 (QUADRILIÕES DE BTU) ...................... 140
FIGURA A.7.8- GERAÇÃO MUNDIAL DE ELECTRICIDADE, POR COMBUSTÍVEL, 2007-2035 (TRILIÕES DE KWH) ................. 140
FIGURA A.7.9- GERAÇÃO MUNDIAL DE ELECTRICIDADE RENOVÁVEL, POR FONTE DE ENERGIA, EXCLUINDO EÓLICA E HÍDRICA,
2007-2035 (BILIÕES DE KWH) ............................................................................................................... 141
FIGURA A.7.10- UTILIZAÇÃO DA ENERGIA MUNDIAL NO SECTOR INDUSTRIAL, 2007-2035 (QUADRILIÕES DE BTU) .......... 143
FIGURA A.7.11- UTILIZAÇÃO DA ENERGIA MUNDIAL NO SECTOR DOS TRANSPORTES, 2005-2035 (QUADRILIÕES DE BTU) . 144
FIGURA A.7.12- EMISSÕES DE DIÓXIDO DE CARBONO RELACIONADAS COM A ENERGIA A NÍVEL MUNDIAL, 2007-2035
(BILIÕES DE TONELADAS) ........................................................................................................................ 147
FIGURA A.7.13- IMPACTES DAS EMISSÕES DE DIÓXIDO DE CARBONO NOS QUATRO FACTORES KAYA, 1990-2035, A NÍVEL
MUNDIAL (ÍNDICE: 2007 = 1,0) .............................................................................................................. 148
FIGURA A.7.14- CURVA DE OFERTA DE VENDA .................................................................................................... 149
FIGURA A.7.15- CURVA DE OFERTA DE COMPRA ................................................................................................. 150
FIGURA A.7.16- FECHO DE MERCADO ............................................................................................................... 151
FIGURA A.7.17- EFEITO NO MERCADO DE UMA PENALIZAÇÃO ................................................................................ 152
FIGURA A.7.18- EFEITO NO MERCADO DE UM BENEFÍCIO ...................................................................................... 153
FIGURA A.7.19- DIAGRAMAS DE CARGA PARA DIFERENTES SECTORES DE CONSUMO ................................................... 185
FIGURA A.7.20-DIAGRAMAS DE CARGA PARA DIVERSOS CONJUNTOS DE CONSUMIDORES. ........................................... 185
FIGURA A.7.21- DIAGRAMA DE CARGA GENÉRICO NA PRESENTE TESE ...................................................................... 186
FIGURA A.7.22- CURVA DE DURAÇÃO DE CARGA GENÉRICA .................................................................................. 188
xix
LISTA DE QUADROS QUADRO 2.1- EXEMPLOS DE MODELOS PARA O SECTOR ENERGÉTICO......................................................................... 10
QUADRO 2.2- FORMAS DE FIXAÇÃO DE TARIFAS .................................................................................................... 20
QUADRO 3.1- SEQUÊNCIA DE TRANSFORMAÇÃO DE ENERGIA ................................................................................... 28
QUADRO 3.2- LISTA DAS VARIÁVEIS ENVOLVIDAS NO DIAGRAMA DO MODELO CONCEPTUAL ........................................... 33
QUADRO 3.3- MEDIDAS REGULAMENTARES E MECANISMOS DE MERCADO RELEVANTES DISPONÍVEIS PARA O SECTOR DE
ENERGIA................................................................................................................................................ 38
QUADRO 3.4- MEDIDAS VOLUNTÁRIAS RELEVANTES DISPONÍVEIS PARA O SECTOR DE ENERGIA........................................ 38
QUADRO 3.5- INDICADORES DE DESEMPENHO ...................................................................................................... 45
QUADRO 4.1- POTENCIAIS DE POUPANÇA DE ENERGIA MÉDIA ANUAL POR HABITAÇÃO NAS FAMÍLIAS (PRIMEIRA HABITAÇÃO)
EM PORTUGAL PARA 2010 ....................................................................................................................... 63
QUADRO 4.2- POTENCIAIS DE POUPANÇA ANUAL DE ENERGIA EM IPSS EM PORTUGAL PARA 2010 ................................. 63
QUADRO 4.3- POTENCIAIS DE POUPANÇA ANUAL DE ENERGIA EM ESCOLAS EM PORTUGAL PARA 2010 ............................ 63
QUADRO 4.4- POTENCIAIS DE POUPANÇA DE ENERGIA NA INDÚSTRIA EM PORTUGAL PARA 2010 ................................... 63
QUADRO 4.5- EQUIPAMENTOS PRINCIPAIS PARA O POTENCIAL DE REDUÇÃO DO CONSUMO IDENTIFICADO PARA CADA SECTOR
........................................................................................................................................................... 64
QUADRO 4.6- MEDIDAS DO PNAEE PARA AS FAMÍLIAS E SERVIÇOS .......................................................................... 65
QUADRO 4.7- EXEMPLO DE RESULTADOS DA APLICAÇÃO DE VEV NA INDÚSTRIA .......................................................... 66
QUADRO 4.8- CUSTO DE CAPITAL (OVERNIGHT) PARA DIFERENTES TECNOLOGIAS ........................................................ 69
QUADRO 4.9- CUSTO FIXO DE O&M PARA DIFERENTES TECNOLOGIAS ...................................................................... 69
QUADRO 4.10- CUSTO VARIÁVEL DE O&M PARA DIFERENTES TECNOLOGIAS .............................................................. 70
QUADRO 4.11- FACTORES DE EMISSÃO PARA CADA POLUENTE, POR UNIDADE DE ELECTRICIDADE PRODUZIDA, EM PORTUGAL
EM 2010 .............................................................................................................................................. 72
QUADRO 4.12- PROCURA DE ELECTRICIDADE, PIB E PREÇO MÉDIO DE 1995 A 2004 ................................................... 81
QUADRO 4.13- PROCURA DE ELECTRICIDADE, PIB E PREÇO MÉDIO DE 2005 A 2013 ................................................... 81
QUADRO 4.14- PROCURA VERIFICADA E PROCURA CALCULADA PARA O PERÍODO DE 2005 A 2013 ................................. 82
QUADRO 4.15- PROCURA VERIFICADA E PROCURA CALCULADA PARA O PERÍODO DE 1995 A 2004 ................................. 83
QUADRO 5.1- CENÁRIOS SIMULADOS .................................................................................................................. 85
QUADRO A.7.1- DADOS HISTÓRICOS DA PRODUÇÃO POR CENTRAL E DO CONSUMO DE ELECTRICIDADE .......................... 171
QUADRO A.7.2- DADOS HISTORICOS DA PRODUÇÃO POR TECNOLOGIA E DO CONSUMO DE ELECTRICIDADE ..................... 172
QUADRO A.7.3- TARIFA TRANSITÓRIA DE VENDA A CLIENTES FINAIS EM AT .............................................................. 177
QUADRO A.7.4- TARIFA TRANSITÓRIA DE VENDA A CLIENTES FINAIS EM MT ............................................................. 178
QUADRO A.7.5- TARIFA TRANSITÓRIA DE VENDA A CLIENTES FINAIS EM BTE ............................................................ 179
QUADRO A.7.6- TARIFA TRANSITÓRIA DE VENDA A CLIENTES FINAIS EM BTN (>20,7 KVA) ......................................... 179
QUADRO A.7.7- TARIFA TRANSITÓRIA DE VENDA A CLIENTES FINAIS EM BTN (<=20,7 KVA E >2,3 KVA) ...................... 180
QUADRO A.7.8- TARIFA TRANSITÓRIA DE VENDA A CLIENTES FINAIS EM BTN (<=2,3 KVA) ......................................... 180
QUADRO A.7.9- CUSTOS DE INTERESSE ECONÓMICO GERAL DE ELECTRICIDADE EM PORTUGAL EM 2010 ....................... 181
QUADRO A.7.10- PROCURA TOTAL DE ELECTRICIDADE À REDE ............................................................................... 197
QUADRO A.7.11- CONSUMO TOTAL DE ELECTRICIDADE ........................................................................................ 197
QUADRO A.7.12- PROCURA DE ELECTRICIDADE À REDE POR SECTOR DE CONSUMO .................................................... 198
QUADRO A.7.13- CONSUMO DE ELECTRICIDADE POR SECTOR DE CONSUMO ............................................................. 199
QUADRO A.7.14- INTENSIDADE ENERGÉTICA EM ELECTRICIDADE ............................................................................ 200
QUADRO A.7.15- INTENSIDADE ENERGÉTICA EM ELECTRICIDADE CORRIGIDA ............................................................. 200
QUADRO A.7.16- EFICIÊNCIA ENERGÉTICA IMPLEMENTADAS POR SECTOR DE CONSUMO ............................................. 201
QUADRO A.7.17- APOIO DO ESTADO AOS INVESTIMENTOS POR SECTOR DE CONSUMO ............................................... 202
QUADRO A.7.18- PREÇO MÉDIO VERIFICADO POR SECTOR DE CONSUMO ................................................................. 203
QUADRO A.7.19- CUSTO DA TARIFA POR SECTOR DE CONSUMO ............................................................................. 204
QUADRO A.7.20- CUSTO TOTAL AO CONSUMIDOR POR SECTOR DE CONSUMO .......................................................... 205
QUADRO A.7.21- CUSTO DE COMBUSTÍVEL NA PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE .......................................................... 206
xx
QUADRO A.7.22- CUSTO DE O&M VARIÁVEL NA PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE ....................................................... 207
QUADRO A.7.23- PRESSÃO AMBIENTAL NA PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE ............................................................... 208
QUADRO A.7.24- CUSTO TOTAL VARIÁVEL DE PRODUÇÃO DE ELECTRICIDADE ............................................................ 209
QUADRO A.7.25- CUSTO TOTAL DE PRODUÇÃO E ENTREGA DE ELECTRICIDADE .......................................................... 210
QUADRO A.7.26- CUSTO TOTAL DA ELECTRICIDADE SEM CUSTOS DE APOIO .............................................................. 210
QUADRO A.7.27- CUSTO TOTAL AO CONTRIBUINTE ............................................................................................. 210
1
1 Introdução
1.1 Enquadramento
O Acto Único europeu, aprovado em 1986 e com entrada em vigor em 1 de Janeiro de 1987,
surge como a primeira revogação dos tratados fundadores das Comunidades Europeias com o
objectivo de relançar a integração europeia e concluir a realização do mercado interno. Altera
as regras de funcionamento das instituições europeias e alarga as competências comunitárias,
nomeadamente no âmbito da investigação e desenvolvimento, do ambiente e da política
externa comum (UE, 2015). Após data, durante duas décadas, a ligação entre energia e
ambiente foi mais ténue. O Tratado de Lisboa (inicialmente conhecido como o Tratado
Reformador), assinado em 13 de dezembro de 2007 pelos Estados-membros da União
Europeia, coloca a energia no centro da actividade europeia. O Tratado foi assinado após a
publicação, pela Comissão Europeia em 08 de Março de 2006, da publicação do Livro Verde:
estratégia europeia para uma energia sustentável, competitiva e segura. Com esta publicação,
a Comissão “deseja tornar realidade uma verdadeira política energética europeia face aos
numerosos desafios em termos de aprovisionamento e de efeitos sobre o crescimento e o
ambiente na Europa” (UE, 2006). Os Estados dos diversos Países podem orientar o
comportamento dos seus agentes para um consumo mais sustentável através de diversas
medidas de política: instrumentos fiscais, instrumentos de mercado, ajustes de preço,
incentivos (sob a forma de penalizações e de benefícios), apoio ao desenvolvimento das
tecnologias energéticas (em especial as dedicadas à eficiência energética, às de energias
renováveis e às de baixo impacte ambiental).
Existe informação disponível suficiente para se compreender o impacte ambiental e económico
do consumo energético: quais as suas causas, quais os seus efeitos e algumas alterações de
comportamentos. Por exemplo, existe informação sobre quais as vantagens de cariz energético
associadas à redução da energia primária na produção e consumo de electricidade (UNEP,
2008); qual o aumento das vantagens competitivas com a redução do grau de vulnerabilidade
das empresas a flutuações dos preços energéticos nos mercados internacionais (Eurostat,
2009). Estão também identificadas as medidas de poupança de energia com baixos
investimentos ou apenas por mudanças de hábitos (EEA, 2013).
Existe também informação sobre como mitigar as alterações climáticas e reduzir as emissões e
poluentes, sobre as alternativas para contrariar a tendência de consumo actual e sobre como
os Países poderiam alcançar um desenvolvimento mais sustentável (IPCC, 2006, 2014a,
2014b).
Apesar da quantidade de informação disponível, a implementação de medidas sem
necessidade de investimento de capital é ainda residual: a mudança consciente de hábitos de
consumo de energia e o investimento em eficiência energética não são expressivos, o que
conduz a um fraco aproveitamento do potencial de poupança de energia nos diversos sectores
(Brazão, 2012; ECN, 2012; Grilo, 2012).
Em diversos Países, o sector da energia (especialmente o da electricidade) tem vindo a sofrer
alterações com o objectivo de passar de um sistema verticalmente integrado e regulado para
2
um mercado livre e concorrencial. Em Portugal o sector da energia é ainda caracterizado por
uma oferta residualmente concorrencial, comportando-se como um oligopólio de empresas com
elevado índice de poder de mercado (ERSE, 2014b; Freire, 2004), e uma procura sem poder
de decisão, sendo os consumidores assumidos como agentes sem expressão na definição do
cálculo e valor do preço de venda da energia (ERSE, 2014a). Em maio de 2014, a EDP
Comercial manteve a sua posição como o principal operador no mercado livre em número de
clientes (cerca de 86% do total de clientes) e em consumos (cerca de 46% dos fornecimentos
no Mercado Livre) (ERSE, 2014b).
Existem ainda falhas a nível mundial que não permitem que os mercados funcionem de forma
competitiva e eficiente. Estas falhas estão essencialmente relacionadas com os direitos de
propriedade sobre os recursos naturais e com as externalidades sociais (EEA, 2014).
O enfoque na preocupação ambiental resultou, desde há algum tempo, em reformas da
legislação e na utilização de instrumentos de mercado (Market Based Instruments - MBI) com
três objectivos: descarbonizar a economia, promover a eficiência energética no consumo e
aumentar a quota das energias renováveis na produção (EEA, 2012). No entanto, salvo raras
excepções (por exemplo, na Suécia e na Dinamarca), os instrumentos de mercado não estão a
ser eficientes na Europa. O facto de ainda existir energia artificialmente barata (cujo preço de
venda não reflete o seu custo), desperdício (uma eficiência energética baixa em diversos
sectores) e fraca regulação do sector eléctrico (não sendo totalmente independente do Estado)
é indicado como a causa da inexistência de instrumentos adequados ou como a causa da
ineficácia dos instrumentos escolhidos (GBE, 2009). Mas outro factor enunciado de insucesso
dos instrumentos fiscais adoptados está na sua génese: na maioria dos Países europeus os
instrumentos fiscais são muitas vezes concebidos sob pressão (para aumentar a receita fiscal
ou por motivos eleitorais), atendendo apenas ao contexto nacional (introduzindo desigualdades
entre Países vizinhos) (OECD, 2015), sem analisar a interacção com outros sectores externos
ao sector eléctrico (de forma a contabilizar as externalidades) (Abreu, 2007; Cabral, 2012) e
com tendência para depreciar a protecção ambiental (Bosquet, 2000; OECD, 2015). Assiste-se
assim a uma redução dos eco-impostos, à ineficácia do comércio de emissões e a muitos
Países fazerem compromissos de curto prazo na regulação energética e ambiental (Bosquet,
2000).
Embora existam exemplos de medidas de protecção ambiental, adaptados aos diversos
Países, que produzem receitas fiscais (COM, 2015; EEA, 2014) e do papel dos impostos na
evolução tecnológica (COM, 2010b), o desenvolvimento sustentável tem vindo a ser assumido
como economicamente caro e um obstáculo a uma recuperação rápida da economia (EEB,
2014).
Carece, então, uma avaliação da eficiência das medidas de política disponíveis aplicáveis ao
sector eléctrico e revela-se essencial a existência de Sistemas de Suporte à Decisão (SSD)
que as quantifiquem, permitindo avaliar os seus efeitos, para guiar os agentes do sector
eléctrico nas suas tomadas de decisão. Com isso, será possível verificar se é possível mudar
para um novo paradigma de redução do desemprego, recuperação da economia e aumento da
3
qualidade de vida, atingindo metas ambientais (EEA, 2012). Por outro lado, também será
possível verificar se será preferível manter o paradigma actual por ausência de melhores
medidas de política alternativas a implementar.
A avaliação das medidas de política a aplicar envolve a complexa tarefa de analisar a
combinação de instrumentos e quantificar os esperados benefícios fiscais, económicos,
ambientais e sociais. O impacte das políticas existentes e das políticas propostas é essencial
para avaliar a eficácia e eficiência de cada instrumento na realização dos seus objectivos
declarados. Antever estes impactes é útil para antecipar a aceitação das medidas, para
identificar potenciais grupos sensíveis, para quantificar os ganhos e as perdas, para
implementar possíveis medidas de compensação, para planear o faseamento da
implementação e para afinar as medidas.
Estão assim reunidas as condições para aplicar os SSD a matérias complexas que envolvem
diversas especialidades, como é o caso do problema da presente tese. Há a oportunidade de
corrigir as lacunas no estado do conhecimento, nomeadamente introduzir o comportamento
dos consumidores (reacção aos preços e tomada de decisão de investimento em eficiência
energética e em autoconsumo) e o papel do Estado como regulador (ter a possibilidade de
testar medidas de política e quantificar os seus efeitos no sector eléctrico).
É opinião do autor que é imprescindível que os agentes sejam informados dos impactes das
suas decisões. O fornecimento de indicadores de desempenho pelo SSD tem a finalidade de
quantificar as decisões, permitindo ao utilizador definir e comparar estratégias.
A actualidade do tema, a complexidade das relações, o conhecimento interdisciplinar, a
construção de uma ferramenta e um grupo de utilizadores muito heterogéneo constituem um
forte conjunto de motivações para a escolha e desenvolvimento do tema da presente tese.
1.2 Objectivos
A presente tese estuda as relações de médio prazo entre a procura de energia eléctrica e um
conjunto de variáveis potencialmente explicativas. Esta tese faz a sua aplicação ao sector
eléctrico de Portugal Continental e tem quatro objectivos fundamentais:
- Modelar o comportamento do sector eléctrico tendo em conta a reacção dos consumidores
ao preço da electricidade;
- Modelar a tomada de decisão dos consumidores em investimentos em eficiência
energética e em autoconsumo;
- Construir um Sistema de Suporte à Decisão (SSD) para ajudar os agentes económicos,
sociais e políticos na análise e tomada de decisão no sector eléctrico;
- Explorar o SSD na análise do caso de estudo do sector eléctrico português.
4
1.3 Hipóteses e abordagem
Utilizando um modelo dinâmico aplicado ao sector eléctrico, a presente tese explora duas
hipóteses:
- Os consumidores reagem ao preço da electricidade sob duas formas: alterando os hábitos
de consumo e/ou investindo em medidas de eficiência energética e em autoconsumo.
Assim, o preço de electricidade influencia o comportamento do mercado de electricidade
através da procura pelos consumidores. Posto isto, os consumidores não podem ser
assumidos como price-taker sem elasticidade. Se os consumidores forem modelados
como agentes com influência no comportamento do mercado (e, por inerência, na
definição da procura e valor do preço da electricidade), é possível modelar a reacção do
consumo aos preços actuais de energia, aos preços esperados de energia e às decisões
de investimento em eficiência energética e autoconsumo;
- Um SSD pode processar uma grande quantidade de informações e produzir resultados
que apoiam à tomada de decisão. Se um SSD for utilizado como uma ferramenta para
avaliar as estratégias aplicáveis ao sector eléctrico, será possível comparar medidas de
política através da análise de um conjunto de indicadores de desempenho.
1.4 Âmbito
A tese que se apresenta centra-se no sector eléctrico nas áreas de conhecimento
electrotécnica, ambiental e económica e está integrada no ramo de Decisão e Controlo do
Programa Doutoral em Engenharia Electrotécnica e de Computadores da Faculdade de
Ciências e Tecnologia da Universidade Nova de Lisboa.
Ao longo do desenvolvimento da tese surgiram algumas perguntas transversais, sendo de
destacar as seguintes:
- Quem são os agentes principais e qual a relação entre eles?
- Qual é a influência dos preços de energia no comportamento dos agentes de mercado?
- Qual é a influência da fiscalidade e dos incentivos no comportamento dos agentes de
mercado?
- Qual o conjunto de indicadores de desempenho a fornecer aos diversos agentes do sector
eléctrico para apoiar a sua tomada de decisão?
- Que ferramenta pode replicar o sector eléctrico e produzir o anterior conjunto de
indicadores?
- Quais são os sectores económicos e agentes em que é mais eficaz orientar o consumo de
electricidade?
Estas perguntas serviram de guia para a investigação e auxiliaram na elaboração do modelo
conceptual. O modelo conceptual desenvolvido representa o sector eléctrico, com foco no
comportamento dos agentes consumidores. O SSD construído com base neste modelo
apresenta indicadores em diversas componentes: energética, económica, ambiental e social.
Os agentes consumidores analisam o sinal de preço da tarifa de electricidade, os preços
futuros da energia, os investimentos, as poupanças, os incentivos, as energias de substituição
5
e a tecnologia disponível para tomarem as decisões de consumo de electricidade e de
investimento. Está no âmbito desta tese a análise do comportamento de todos os agentes.
O Estado como legislador lida com grandes volumes de informação e, geralmente, tem tempo
limitado para tomar decisões. Contudo, deve ser capaz de tomar as decisões que conduzam
aos objectivos definidos, minimizando os efeitos negativos e gerindo objectivos conflituantes e
interesses próprios. Torna-se assim importante existir ferramentas que possam ser usadas
pelos agentes para testar e aprender (replicar o sector eléctrico no seu todo, simular cenários e
observar os indicadores de desempenho para verificar a sua aplicabilidade e o seu efeito). Isto
permite não só declinar medidas que não atinjam os objectivos ou que tenham efeitos
prejudiciais, mas também preparar a divulgação das medidas a introduzir, antever prejuízos,
identificar grupos de risco e definir etapas de implementação. Está no âmbito da presente tese
permitir ao Estado como legislador testar as suas medidas, ano a ano ou para um período
definido, enquanto o SSD simula a reacção dos restantes agentes a essas medidas.
As tarifas de venda de electricidade são definidas de acordo com um consumo esperado e são
ajustadas no ano seguinte se o consumo verificado for diferente do consumo esperado. Está no
âmbito da presente tese a actualização da tarifa ao sector de consumo que altere o seu
consumo esperado, de acordo com a diferença para o consumo verificado.
As opções de política energética (por exemplo, no investimento em centrais em large escala,
em produção descentralizada, em implementar medidas de eficiência ou subsidiação da tarifa)
têm consequências na evolução do PIB. Esta análise está fora do âmbito da presente tese.
A mais recente legislação relativa ao autoconsumo e produção distribuída é o Decreto-Lei nº
153/2014 e introduz alterações significativas nestes meios de produção de electricidade. Está
no âmbito da presente tese o estudo da influência da produção descentralizada de
electricidade para o autoconsumo sem venda do excedente da produção à rede.
Está fora do âmbito da presente tese determinar a estratégia óptima para um determinado
objectivo. Contudo, está no âmbito da presente tese a disponibilização de diversos indicadores
de desempenho, que quantificam as diversas medidas a testar, permitindo ao utilizador
escolher a medida que mais se adequa aos seus objectivos.
1.5 Organização da tese
Este trabalho encontra-se organizado em seis capítulos. No Capítulo 1 é efectuada a
introdução, com um enquadramento ao tema da tese, uma definição de objectivos e seu
âmbito, a hipótese de trabalho e a abordagem ao problema. No Capítulo 2 é efectuada a
revisão do estado da arte, dos SSD relevantes e das suas aplicações, da evolução do conceito
desenvolvimento ambiental e legislação aplicável e dos instrumentos disponíveis aos agentes.
Também, é apresentada uma resenha de estudos anteriores e identificação das
potencialidades de desenvolvimento desses estudos. No Capítulo 3 é efectuada a descrição do
procedimento metodológico. Também, é efectuada a descrição do modelo genérico conceptual
desenvolvido e a caracterização dos agentes envolvidos, com as suas principais relações e
influências. Por fim, é efectuada a identificação das entradas e a definição dos indicadores de
6
desempenho do modelo. No Capítulo 4 é apresentado o caso de estudo, como prova de
conceito do modelo desenvolvido. É ainda apresentado a calibração e a validação do modelo.
No Capítulo 5 é efectuado o caso de estudo, onde são apresentados, analisados e discutidos
os resultados obtidos para os cenários que foram considerados relevantes. No Capítulo 6 é
efectuado o resumo dos principais resultados, conclusões e recomendações para a aplicação
de políticas energéticas, com base nos cenários apresentados.
7
2 Revisão da literatura
2.1 Sistemas de Suporte à Decisão - Resenha histórica
Os Sistemas de Suporte à Decisão (SSD) têm diversas aplicações e diferentes modos de
utilização. Podem ser utilizados como um processo de modelação interactiva de sistemas
complexos, utilizados em estudos de incerteza, na identificação de uma decisão fazível e na
identificação de decisões alternativas.
O sistema de controlo automatizado Semi-Automatic Ground Environment (SAGE) para
monitorização e interceptação de aeronaves inimigas utilizado pelo Comando de Defesa
Aeroespacial Norte-americano (NORAD), a partir de final dos anos 50 até os anos 80, foi
provavelmente o primeiro SSD informatizado.
No final dos anos 60 alguns investigadores começaram a estudar o uso de modelos
quantitativos computadorizados de suporte à decisão (Ferguson & Jones, 1969; Holt & Huber,
1969; Morton, 1967; Raymond, 1966; Turban, 1967).
A evolução dos sistemas mais robustos (como o Sistema 360-S/360 IBM em 7 de Abril de
1964) desenvolveu o Sistema de Gestão de Informação para empresas de grande dimensão,
fornecendo relatórios periódicos com dados estruturados e transacções contabilísticas de
processos. Esta interface entre o sistema e o gestor serviu para apoiar a tomada de decisão.
O conceito de SSD tornou-se uma área de pesquisa na década de 70, com a publicação de
artigos sobre SSD e planeamento estratégico (Sprague, 1979). O termo SSD foi usado pela
primeira vez assumindo que o sistema de gestão de informação deve ser semi-estruturado ou
não estruturado (Gory, 1971). Foram identificados quatro critérios para os sistemas de apoio às
decisões de gestão (Little, 1970):
- Robustez;
- Simplicidade em controlar;
- Simplicidade em entender;
- Completude (com detalhes interligados e fundamentais).
O Sistema de Informação de Gestão foi descrito como uma interacção entre homem e máquina
que fornece informações para apoio operacional, gestão e tomada de decisão numa
organização (Davis, 1974).
Em meados da década de 80 os SSD foram divididos em duas áreas:
- Orientados para modelos: análise com base numa teoria ou num modelo, com uma
interface que simplifica o uso do modelo;
- Orientados para dados: modelos intuitivos que dependem de dados históricos, envolvendo
cálculos simples (tais como médias, totais e as distribuições estatísticas) e
armazenamento de grandes quantidades de dados em formatos que facilitam a tomada de
decisão.
8
Diferentes autores propuseram outra classificação:
- Usando o critério de relação de utilizador (Haettenschwiler, 1999) define-se sistema
passivo (que ajuda o processo de tomada de decisão, mas não oferece sugestões ou
soluções explícitas), sistema activo (pode dar sugestões ou soluções para o problema) e
sistema cooperativo (aceita modificar, adicionar ou ajustes das sugestões, validando-os
até que uma solução consolidada seja gerada);
- Usando o critério de auxílio a decisão (Power, 2002) classifica-se como orientado para a
comunicação (por mais de uma pessoa trabalhando em uma tarefa compartilhada),
orientado para os dados (gere, recupera e manipula informações não estruturadas numa
variedade de formatos de armazenamento), orientado para documentos (com foco na
gestão de documentos não estruturados: oral, escrita e vídeo), orientado para
conhecimento (resolução de problemas através do conhecimento armazenado como fatos,
regras, procedimentos ou estruturas similares), orientado para modelos (usando dados
limitados e variáveis fornecidas pelo utilizador e fazer a análise estatística, financeira,
optimização ou modelo de simulação) e orientado para negociação (possivelmente
colaborativa, envolvendo compromissos entre diferentes vantagens e desvantagens,
usando o conhecimento armazenado);
- Usando o critério de tamanho (Power, 1997) classifica-se como Enterprise (ligado a um
grande armazém de dados e muitos servidores e acesso) e, como Desktop (pequeno
sistema de um utilizador num PC).
Os componentes do SSD são (Marakas, 1999):
- O sistema de gestão de dados: onde ocorrem diversas actividades relacionadas com a
recuperação, armazenamento e organização de dados relevantes para uma determinada
decisão;
- O sistema de gestão de modelo: actividades de recuperação de desempenho,
armazenamento e organização dos modelos que suporte analítico do SSD;
- O motor do conhecimento: onde desenvolve actividades relacionadas com o
reconhecimento do problema e a apresentação de soluções, que reúne resultados
capazes de ajudar na tomada de decisão;
- A interface do utilizador: é o canal de comunicação através do qual o utilizador tem acesso
e pode manipular todo o sistema;
- O utilizador: o elemento mais importante, pois todo o sistema foi concebido para estar sob
manipulação e controlo do utilizador.
9
Existem vários tipos de modelos utilizados pelos SSD, sendo os seguintes os mais comuns:
- Árvore de decisão: a representação de um problema de decisão que exibe o conjunto de
valores alternativos para cada decisão e variável probabilidade como ramos que saem de
cada nó. A árvore de decisão é simples de entender e ilustra um monte de detalhes por
caminhos possíveis ou cenários como sequências de ramos da esquerda para a direita;
- Diagrama de influência ou diagrama de circuito fechado: também chamado de diagrama
de decisão ou de uma rede de decisão, uma representação simples de um problema de
decisão, que oferece uma maneira intuitiva de identificar e apresentar os elementos
essenciais, incluindo as decisões, incertezas, objectivos e como eles se influenciam
mutuamente. O diagrama de influência dá uma visão conceitual de alto nível sobre o qual
o analista pode construir um modelo quantitativo detalhado. O diagrama de influência foi
desenvolvido pela primeira vez em meados de 1970, no seio da comunidade de análise de
decisão com uma linguagem intuitiva que é fácil de entender;
- Análise de sensibilidade: alterar o valor de uma única variável, para observar as mudanças
que isto provoca em outras variáveis, estimando o valor de algumas variáveis-chave;
- Análise da procura: procura por conjuntos de valores-alvo (meta) para uma variável invés
de focar em como as variáveis influenciam e reagem. Então muda repetidamente outras
variáveis até atingir o valor alvo;
- Análise de optimização: uma análise da procura com objectivos mais complexos,
procurando encontrar o valor ideal para uma ou mais variáveis-alvo, limitado por
restrições;
- Análise de risco e incerteza: por exemplo, a Simulação de Monte Carlo.
Geralmente, os modelos podem-se focar em:
- Previsão: construir projecções para o futuro;
- Análise estrutural: estabelecer políticas induzidas por mudanças;
- Equilíbrio: efectuar o balanço económico de políticas de medida.
Inicialmente os modelos eram aplicados por áreas de especialização e para resolver problemas
concretos. Por exemplo, a utilização de um diagrama de Influências para identificação dos
riscos políticos num projecto internacional (Ashley, 1987), a utilização de lógica Fuzzy para
fazer a avaliação de riscos por meio de análise linguística (Kangari, 1989), a atribuição de
custo de risco em projecto de construção através de uma abordagem dos conjuntos Fuzzy
(Peak, 1993), a utilização de um sistema de decisão multi critério para a selecção de
alternativas de projectos de risco (Moselhi, 1993) e a utilização de diagramas causa/efeito para
identificação do risco (S. Dey, 1997). Noutro âmbito, a utilização de análise de sensibilidade
determinística para estimativa de custo (Yeo, 1991), a utilização de simulação de Monte Carlo
para a mesma estimativa baseada em formas de distribuição (De Vany, 1997) e a utilização de
redes neuronais para o desenvolvimento de um modelo de execução orçamentária (Abernethy,
1999). Ainda noutro âmbito, a utilização de um sistema de decisão multi critério subjectivo para
tomada de decisão com base em quanto o preço do produto está acima do seu custo de
produção e distribuição (Dozzi, 1996).
10
2.2 Sistemas de Suporte à Decisão para o sector energético
2.2.1 Tipologia dos modelos
O Quadro 2.1 apresenta alguns exemplos de SSD mais utilizados na área de estudos.
Quadro 2.1- Exemplos de modelos para o sector energético
Fonte: (Barros, 2014; Blarke, 2015; Boucinha, 1991; Branquinho, 2014; Carmona, 2006; D. Connolly, 2010; Fortes,
2014; Ghersi, 2006; Jaccard, Murphy, & Rivers, 2004; Jaccard, Nyboer, Bataille, & Sadownik, 2003)
Tipo de ferramenta
Modelo Simulação Cenário Equilíbrio Top-Down
Bottom-Up
Optimização Operação Investimento
AEOLIUS Sim - - - Sim - -
COMPOSE - - - - Sim Sim Sim
E4cast - Sim Sim - Sim - Sim
EMCAS Sim Sim - - Sim - Sim
EMINENT - Sim - - Sim - -
EMPS - - - - Sim Sim -
EnergyPLAN Sim - Sim - Sim Sim -
EPLAN Sim Sim - Parcial Sim Sim Sim
EnergyPRO Sim Sim - - - Sim Sim
ENPEP-Balance - Sim Sim Sim - - -
GAMS Sim - Sim Sim - Sim -
GTMax Sim - - - - Sim -
H2RES Sim Sim - - Sim Sim -
HOMER Sim - - - Sim Sim Sim
HYDROGEMS - Sim - - - - -
IKARUS - Sim - - Sim - Sim
INFORSE - Sim - - - - -
Invert Sim Sim - - Sim - Sim
LEAP Sim Sim - - Sim - -
MARKAL/Times - Sim Sim Parcial Sim - Sim
Mesap PiaNet - Sim - - Sim - -
MiniCAM Sim Sim Parcial Sim Sim - -
NEMS - Sim Sim - - - -
ORCED Sim Sim Sim - Sim Sim Sim
PERSEUS - Sim Sim - Sim - Sim
PRIMES - - Sim - - - -
ProdRisk Sim - - - Sim Sim Sim
RAMSES Sim - - - Sim Sim -
RETScreen - Sim - - Sim - Sim
STREAM Sim - - - - - -
TRSYS16 Sim Sim - - Sim Sim Sim
UniSyD3.0 - Sim Sim - Sim - -
WASP Sim - - - - - Sim
WILMAR Sim - - - - Sim -
11
A simplicidade e flexibilidade dos modelos permitiram o aparecimento de diversos SSD, com
grande variedade de ferramentas disponíveis. Há certamente mais SSD, mas estes são os
mais conhecidos pela sua utilização, fiabilidade e disponibilidade. O melhor SSD será
essencialmente definido pelo problema a modelar.
Uma ferramenta de simulação é normalmente utilizada para análise de curto prazo (com
valores horários ao longo de um ano). Uma ferramenta de construção de cenários é
tipicamente utilizada para análises de médio e longo prazo (um período de 20-50 anos, por
exemplo). Numa ferramenta de procura de equilíbrio é assumido que agentes são price-taker e
que há um equilíbrio óptimo. Uma ferramenta top-down é macroeconómica. Uma ferramenta de
bottom-up identifica e analisa tecnologias específicas. Uma ferramenta de optimização de
operação indica o melhor ponto de funcionamento de um determinado sistema de energia.
Uma ferramenta de optimização de investimento indica a melhor opção de investimento num
sistema de energia.
A incerteza dos resultados obtidos pelos modelos vem da incerteza inerente das condições
futuras e das características intrínsecas do modelo utilizado.
2.2.2 Os modelos tecnológicos
Estes modelos apresentam uma abordagem bottom-up de engenharia, contendo uma
descrição detalhada da tecnologia e do potencial técnico. As tecnologias de produção são
descritas em detalhe e utilizando dados desagregados, permitindo que se identifique um
conjunto de opções técnicas (existentes e emergentes). Existem diversas abordagens na
análise do consumo de energia.
A previsão da procura de energia é independente do comportamento e das restrições do
mercado. Estes modelos assumem que os agentes avaliam directamente os custos das opções
tecnológicas e que reagem a incentivos ao investimento e a subsidiação de preços. São bons
para identificar oportunidades de investimento custo-eficaz (no regrets actions).
A desvantagem identificada é a interação entre o sector de energia e os outros sectores
económicos é: primeiro, não são analisados os efeitos económicos da escolha tecnológica
(Jaccard et al., 2003); segundo, não são consideradas as dimensões de escala da produção
(Rutherford & Böhringer, 2006); terceiro, não são consideradas as escolhas subjectivas do
consumidor mas apenas que as tecnologias são perfeitamente substituíveis com base em
custos e níveis de emissão (Ghersi, 2006), quarto, o risco de transição para uma nova
tecnologia tem um maior risco porque o período de retorno vai aumentar, a diversisdade de
tecnologias no consumo é pequena e os consumidores estão, de modo geral, menos
informados (Sutherland, 1991). Assim, além de subestimar os custos, estes modelos
sobreestimam a vontade dos consumidores em substituição de tecnologias, existindo o risco do
potencial de melhoria da eficiência ser sobrestimado (Capros, 1995; Rivers & Jaccard, 2005).
Neste tipo de modelos destaca-se o TIMES_PT, um modelo linear de optimização do ETSAP
(Energy Technology Systems Analysis Program) da Agência Internacional de Energia. O
modelo considera a oferta e a procura e divide-se em sete sectores: oferta de energia primária;
12
produção de eletricidade; consumo na indústria; consumo residencial; consumo dos serviços;
consumo na agricultura e consumo dos transportes. Existe informação sobre o modelo
(Goldstein, 2005) e existem estudos de aplicação com elevada desagregação (Simões, 2007).
O modelo MARKAL, desenvolvido também pelo programa ETSAP, é um modelo genérico para
representar a evolução desagragada de um sistema de energia ao longo de um longo período
(normalmente de 40 a 50 anos). Existe informação sobre o modelo (Loulou, 2004) e existem
estudos de aplicação com elevada desagregação (Celestino, 2014).
O AEOLIUS é uma ferramenta de simulação de despacho económico que apresenta a
vantagem de ser robusto na análise do impacto das intermitências da energia eólica (Rosen,
Tietze-Stöckinger, & Rentz, 2007) e da energia solar no sector eléctrico (Pfluger, 2014).
O EPLAN (SIEMENS, 2015) é uma ferramenta de optimização da distribuição de carga com as
restrições de garantia, metas ambientais e mudanças de medidas de política (essencialmente
energias renováveis na produção e o aumento da eficiência energética no consumo).
O COMPOSE (Blarke, 2015) avalia a viabilidade, na perspectiva económica e energética, de
uma opção de energia definida pelo utilizador, estando também focado na cogeração.
O E4Cast (E4cast, 2015a) é um modelo de previsão de energia eólica em tempo real para
qualquer local na Europa. Apesar de estar focado na energia eólica, o modelo também faz
previsões de produção fotovoltaica (E4cast, 2015b).
O EMPS está focado na energia hídrica, mas também existem estudos sobre a liberalização do
mercado eléctrico (Flataboe, 2005).
O ProdRisk é um modelo de optimização e de simulação de sistemas hidrotérmicos (SINTEF,
2015).
2.2.3 Os modelos de equilíbrio geral
Estes modelos apresentam uma abordagem top-down com uma visão global e altamente
agregada da economia, incluindo diferentes setores, mercados e suas interacções. Não
representam explicitamente as tecnologias disponíveis no mercado, sendo usualmente um
tratamento rudimentar (Rutherford & Böhringer, 2006). Assumem que a mudança tecnológica é
baseada em taxas de tendências (geralmente exógenas) e não desagregam as tecnologias
disponíveis por níveis de eficiência. Assim, não identificam oportunidades de investimento
custo-eficaz (no regrets actions) e subestimam o potencial de melhoria da eficiência das
actividades do consumo.
Os dados de entrada do modelo (como por exemplo a procura de energia e as quotas de cada
tipo de consumidor) são baseados no comportamento do mercado e através de índices
económicos agregados (como por exemplo o PIB e o rendimento) e reacções comportamentais
(como por exemplo elasticidades ao preço e variáveis conjecturais) (Bataille, Jaccard, Nyboer,
& Rivers, 2006).
Assume tendências históricas sem descontinuidades, desprezando variáveis disruptivas. O
sector de energia é simplificado: inclui uma elasticidade de substituição constante,
representando as preferências dos consumidores e as funções matemáticas da produção. As
13
possibilidades de substituição técnica são identificadas apenas por essa elasticidade (Capros,
1995; Rutherford & Böhringer, 2006).
Existem diversas abordagens na análise do consumo de energia.
Os modelos de equilíbrio geral neo-clássicos eram apenas utilizados para análise de medidas
de política do tipo normativo, uma vez que formulam um equilíbrio de mercado orientado para o
preço. Os modelos de equilíbrios gerais keynesianos permitem condições de desequilíbrio e
funcionam como uma ferramenta descritiva de projecções de curto e médio prazo (Capros,
1995; Löschel, 2002; Rutherford & Böhringer, 2006).
O mais comum é a utilização de modelos de equilíbrio geral que combinam pressupostos
comportamentais (como a racionalidade dos agentes económicos) com a análise das
condições de equilíbrio (S. Silva, Soares, & Afonso, 2010).
O GAMS (GAMS, 2015) é um modelo de alto nível para a programação matemática e
optimização. Consiste num compilador e um robusto conjunto de optimizadores matemáticos,
permitindo soluções à medida para aplicações complexos, de larga escala e que podem ser
adaptadas a novas situações.
2.2.4 Os modelos híbridos
Devido às suas características próprias, cada uma das abordagens de modelagem têm pontos
fortes e limitações específicas. Porque os modelos top-down representam a mudança
tecnológica de forma abstracta, esta abordagem só ajuda os decisores políticos a avaliar os
instrumentos de política em toda a economia, sendo ineficaz para avaliar o papel da tecnologia
(Ghersi, 2006). Além disso, as elasticidades de substituição entre produtos energéticos e os
parâmetros de eficiência energética são geralmente fixados através de dados históricos, com
nenhuma garantia de que eles permanecerão válidos no futuro, ignorando desenvolvimento de
novas tecnologias (Grubb, Kohler, & Anderson, 2002). Por esta razão os modelos top-down
concluem que os esforços de melhoria e de afastamento de um cenário de tendência são caros
(Ghersi, 2006; Jaccard et al., 2003; Rivers & Jaccard, 2006). Pelo contrário, devido ao seu
detalhe tecnológico, os modelos bottom-up permitem definir políticas orientadas para a
tecnologia. No entanto, os modelos bottom-up indicam que a mudança para um sistema
energético sustentável pode ser alcançado a um custo menor que o real porque não reflectem
o comportamento micro-económico dos agentes e a interacção macro-económica (Metz, 2001).
Assim, a utilização separada dos modelos bottom-up e de top-down não trata adequadamente
todas as questões. Neste contexto, alguns estudos defendem a necessidade de uma estrutura
híbrida integrada que combinar suas forças, construindo um instrumento que é tecnológica
explícita, comportamentalmente realista e económica global, ligando fornecimento e consumo
de energia para a evolução da estrutura da economia e produção total (Ghersi, 2006). A
necessidade de desenvolver um modelo hibrido já tinha sido identificada recentemente por
autores nacionais. Após comprovar que a utilização do modelo bottom-up TIMES_PT e modelo
top-down GEM-E3_PT separadamente revelou que os mesmos determinam diferentes opções.
Contudo, a plataforma HYBTEP construída através de ligação dos modelos TIMES_PT e GEM-
14
E3_PT foi utilizada para opções de mitigação das alterações climáticas sem alternativas de
investimento pelos consumidores, mas apenas combinando escolhas tecnológicas com
respostas macroeconómicas sectorialmente desagregadas (P. Silva, 2014). Pela
impossibilidade de modelar, com o TIMES_PT, a evolução a longo prazo de sistemas de
energia com altas penetrações de fontes de energias renováveis, foi desenvolvida, a partir do
modelo MiniCAM, uma nova metodologia com resolução temporal para desenvolver planos de
investimentos (Pina, 2012). Pela necessidade de combinar a abordagem top-down com a
bottom-up para testar comportamentos empíricos foi desenvolvido o modelo híbrido CIMS,
simulando os impostos de carbono, os desincentivos aos veículos a gasolina e desincentivos
aos veículos só com condutor para mostrar como diferentes instrumentos de política pode
motivar a mudança tecnológica (Horne, Jaccard, & Tiedemann, 2005) ou para possível definir
as medidas de política necessárias para se obter uma quota de mercado mínima para veículos
com emissões reduzidas (Jaccard et al., 2004).
2.3 Ambiente e desenvolvimento sustentável
2.3.1 Direito do ambiente
O planeta é um sistema de auto-regulação complexo com limites de regeneração em diversos
campos: a destruição da camada de ozono, a acidificação dos oceanos, a perda de
biodiversidade, a ocupação do solo, a disponibilidade de água doce, a poluição do ar, a
poluição química e a poluição biológica, por exemplo.
Em Portugal, o Direito do Ambiente encontra raízes profundas no tempo, ainda que,
evidentemente, sob um ponto de vista bem diverso do actual. Por exemplo: na Constituição de
1822, atribuía-se o dever das câmaras municipais plantarem árvores nos terrenos baldios e nos
terrenos camarários. Mais recentemente foi definida a Lei de Bases do Ambiente: a Lei n.º
11/87, de 7 de Abril. A nível europeu, no tratado de Roma que cria a Comunidade Económica
Europeia em 1957, já há indícios de preocupações ambientais, como por exemplo no art.º 2.º
(a Europa deve caminhar para um «desenvolvimento harmonioso das actividades
económicas») e no art.º 36 (cada estado membro «deve manter proteções à saúde pública, aos
animais e aos vegetais») (COM, 2008).
A evolução tecnológica e o preço da energia são factores de redução do consumo de energia.
Contudo, o progresso, as necessidades de conforto, a mobilidade, a era digital, entre outros,
têm conduzido a um aumento do consumo de energia. A facilidade de transportar e distribuir a
electricidade, a sua adaptabilidade aos equipamentos e o facto de não ser poluente no local de
consumo, tem contribuído para um aumento do número de máquinas e equipamentos
eléctricos.
O nosso consumo em energia e em recursos materiais introduz desequilíbrios neste sistema de
auto-regulação do planeta: há um conjunto cada vez mais maior de poluentes e há o aumento
da ocupação do solo. Esta pressão ambiental para satisfazer as nossas necessidades e
desperdícios está a ultrapassar as suas capacidades naturais de regeneração (ou bio-
capacidade). Em 2011, para satisfazer o consumo por habitante no mundo eram necessários
15
1,4 planetas Terra (GFN, 2012). Assim, torna-se cada vez mais importante definir qual a fonte
de energia primária utilizada para produzir electricidade.
Numa perspectiva geral, existem diversos conceitos importantes inerentes ao Direito do
Ambiente (Antunes, Santos, Martinho, & Lobo, 2003):
- O princípio do poluidor-pagador exige que os custos das pressões ambientais sejam
alocados para aqueles que os causam. Isto implica que o poluidor deve incorporar os
custos de externalidades, reflectindo-os no custo de bens e serviços. A primeira grande
referência para o PPP apareceu 1972 em directrizes da OCDE relativos a aspectos
económicos internacionais de políticas ambientais. A partir de um princípio de
internalização parcial dos custos ambientais (apenas poluição), foi tendendo a aproximar-
se de um princípio de internalização plena dos impactes ambientais (como os que utilizam
recursos escassos), ou causar impactes sociais (saúde e desemprego, por exemplo)
(OECD, 1992).
- O princípio da precaução afirma que, quando há incerteza sobre os impactes ambientais
deve ser dado o benefício da dúvida para o ambiente e agir para reduzir os riscos
Potenciais antes mesmo que houvesse evidência confiável do dano, tendo em conta os
custos prováveis de acção e não acção (EEA, 2001). O princípio da precaução apareceu
pela primeira vez na Alemanha, e foi reconhecido na Carta Mundial para a Natureza,
adoptada pela Assembleia Geral da ONU em 1982. Desde então, o princípio da precaução
foi introduzido rapidamente na agenda política, incluindo o Protocolo de Montreal sobre
substâncias que destroem a camada de Ozono (1987), na 3 ª Conferência do Mar do
Norte (1990), na Declaração do Rio sobre ambiente e desenvolvimento (1992), a
Convenção Quadro das Nações Unidas sobre alterações climáticas (1992), o Protocolo de
Cartagena sobre biossegurança (2000) e a Convenção de Estocolmo sobre poluentes
orgânicos persistentes (2001).
- O princípio da precaução afirma que é preferível adoptar medidas para evitar ou reduzir
substancialmente a ocorrência de danos ambientais do que procurar mitigar os danos, ou
resolver problemas depois que eles ocorreram. A invocação deste princípio decorre do
fato de que, em geral, a mitigação ou reparação de danos ambientais é mais caro e difícil,
do ponto de vista técnico, do que a adopção de estratégias de prevenção da poluição.
- O princípio da redução na fonte, que está estreitamente relacionado com o princípio da
precaução, afirma que a poluição deve ser reduzida, tanto a montante quanto possível na
produção da cadeia causal dos impactes ambientais.
- O princípio da integração requer que os objectivos ambientais devem ser plenamente
integrados noutras áreas, especialmente nas áreas económica e social, em termos de
definição e implementação de políticas, legislação e financiamento. Na Declaração do Rio
os Países signatários comprometeram-se a integrar considerações ambientais nas suas
políticas. Na 19ª Sessão Especial da Assembleia-geral das Nações Unidas, que decorreu
em Joanesburgo, em 2002, conhecida como Cimeira da Terra II (Rio +5) na qual os
16
Países signatários prestaram especial atenção à integração ambiental, social e económica
como a solução para um programa de acção.
- O princípio da participação requer que todas as partes interessadas afectadas têm o direito
de informação e de estarem envolvidas na formulação e implementação das decisões
sobre os recursos naturais. A plena participação das partes interessadas contribui para
decisões mais credíveis e facilmente aceites.
- O multiplicador Keynesiano, introduzido por Richard Kahn em 1930, defendendo que o
aumento da despesa pública irá gerar um aumento do emprego e da prosperidade,
independentemente da forma de gastos.
- A Natura 2000 é uma grande rede europeia de zonas naturais protegidas estabelecidas ao
abrigo da Directiva Habitats 1992. O objectivo da rede é garantir a sobrevivência a longo
prazo das espécies e habitats mais valiosos e ameaçados da Europa. É composto de
Zonas Especiais de Conservação (ZEC) designados pelos Estados-Membros ao abrigo da
Directiva Habitats, e também incorpora Zonas de Protecção Especial (ZPE), que são
designados no âmbito da Directiva Pássaro 1979. Natura 2000 não é um sistema de
rígidas reservas naturais, onde todas as actividades humanas são excluídas. A criação
desta rede de áreas protegidas também cumpre uma obrigação comunitária no âmbito da
Convenção das Nações Unidas sobre Biodiversidade. A rede Natura 2000 aplica-se às
aves, aos habitats e ao ambiente marinho.
- O Paradoxo Verde (Hans-WernerSinn, 2012) descreve o facto de que uma introdução
gradual de políticas verdes exerce uma maior pressão sobre os preços futuros do que
sobre os actuais, levando a antecipar extracção de recursos, acelerando os problemas
ambientais.
- A tirania do senso comum é manter o pensamento de que as coisas têm vindo a ser feitas
de uma maneira e não podem ser feitas de outra maneira, porque essa é a forma como
elas são feitas.
O conceito de desenvolvimento sustentável é actualmente definido como o desenvolvimento
que procura satisfazer as necessidades da geração actual, sem comprometer a capacidade
das gerações futuras de satisfazerem as suas próprias necessidades. Para a União Europeia, o
desenvolvimento sustentável engloba três componentes – económica, social e ambiental – que
é necessário equilibrar ao equacioná-lo ao nível político.
Para quantificar o estado do desenvolvimento sustentável e dar resposta à necessidade de
avaliar o progresso do país em matéria de sustentabilidade, foi definido o Sistema de
Indicadores de Desenvolvimento Sustentável (SIDS) pela Agência Portuguesa do Ambiente. Os
indicadores de desenvolvimento sustentável constituem um instrumento fundamental no
contexto da avaliação do desempenho da sustentabilidade ao nível dos Países, das regiões,
das comunidades locais, das actividades económicas, das organizações públicas e privadas,
de políticas, missões, projetos, actividades, produtos e serviços (APA, 2010).
17
2.3.2 Perspectiva histórica
Em 1972, o Clube de Roma (criado em 1968 por um grupo de especialistas, economistas,
cientistas, políticos e representantes associativos) publicou o relatório “Os limites do
crescimento” (Donella H. Meadows, 1972). Este relatório apresenta as previsões da evolução
da população humana com base na exploração dos recursos naturais para o ano 2100, tendo
em conta a continuação do crescimento económico durante o século XXI, antecipando uma
forte diminuição da população devido à pressão ambiental.
Em 16 de Junho de 1972, em Estocolmo, inicia-se a primeira Cimeira da Terra: a Conferência
sobre o Ambiente Humano das Nações Unidas. É apresentada pela primeira vez uma
preocupação ambiental a nível mundial. No seguimento deste Cimeira, a proteção ambiental
passou a fazer parte da política europeia. Em outubro de 1972, em Paris, definiu-se uma
política ambiental a ser realizada através de Programa Acção Comunitária em Matéria de
Ambiente (PACMAS) e em 22 de novembro de 1973, o Conselho aprova o I Programa Acção
Ambiente da União Europeia, a ser implementado entre 1973 e 1977. Este programa era
essencialmente de carácter curativo relativamente aos impactes ambientais já existentes. O II
Programa Acção Ambiente da União Europeia, desenvolvido entre 1977 e 1981 simplesmente
deu continuidade ao programa anterior.
Em 1980, A União Internacional para a Conservação da Natureza publicou o relatório "A
Estratégia Global para a conservação" (FAO, 1980). Neste relatório é definido pela primeira vez
o conceito de desenvolvimento sustentável de uma sociedade: «aquela que é capaz de gerir os
seus recursos naturais de tal forma que sejam tão duradouras quanto possível.»
Entre os anos de 1983 e 1987 foi lançado o III Programa Acção Ambiente da União Europeia,
apresentando estratégias que se dividiam em três modalidades: estratégia global, prevenção e
integração de outras políticas na questão ambiental.
Em 1987, a Comissão Mundial sobre Ambiente e Desenvolvimento, publicou o Relatório “Our
Common Future” (UN, 1987). Neste relatório, conhecido com relatório Brundtland, foi pela
primeira vez formalizado o conceito de desenvolvimento sustentável e apresenta uma visão
crítica do modelo de desenvolvimento adoptado pelos Países Industrializados e reproduzido
pelos Países em desenvolvimento. O relatório aponta para a incompatibilidade entre
desenvolvimento sustentável e os padrões de produção e consumo vigentes.
De 3 a 14 de Junho de 1992, realizou-se no Rio de Janeiro a segunda "Cimeira da Terra" ou
ECO-92: Conferência das Nações Unidas sobre o Ambiente e Desenvolvimento. Delineia-se a
Agenda 21 com base no Relatório Brundtland “Our Common Future” e são aprovadas a
Convenção sobre Alterações Climáticas, Convenção sobre Diversidade Biológica (Declaração
do Rio) e a Declaração de Princípios sobre Florestas.
Em 1994 surge o V Programa Acção Ambiente da União Europeia: Rumo a um
desenvolvimento sustentável. Este programa inicia uma acção comunitária horizontal que leva
em conta todos os sectores, tais como: indústria, energia, turismo, transportes e agricultura.
18
Em 1997, em Quioto, realizou-se a 3 ª COP das Convenções sobre as Alterações Climáticas
onde se estabeleceu o Protocolo de Quioto que procurava um acordo internacional sobre a
emissão de gases poluentes.
Em 8 de Setembro de 2000, na sede das Nações Unidas, a Assembleia Geral da Cimeira de
líderes mundiais aprovou a Declaração do Milénio, adotada pelos 191 estados membros, sendo
definidos os objetivos de Desenvolvimento do Milênio (ODM).
De 26 a 4 de Setembro de 2002, em Joanesburgo, realizou-se a Conferência Mundial sobre o
Desenvolvimento Sustentável (Rio +10) onde o desenvolvimento sustentável se centralizou na
agenda internacional: na acção para combater a pobreza e para promover a protecção do
ambiente.
Em 2007, em Bali, realizou-se a Conferência Quadro das Nações Unidas sobre Alterações
Climáticas com foco principal na elaboração de um programa após o Protocolo de Quioto, em
que foram definidas metas ambientais mais ambiciosas. Os representantes de 180 Países
reuniram-se com o objectivo de definir o quadro de protecção do clima no período pós-2012. O
Parlamento Europeu apelou a um acordo de redução de 50% nas emissões de gases com
efeito de estufa até 2050, com forte oposição dos EUA. Foi necessário mais um dia além do
previsto para chegar a conclusões concretas, tendo sido aprovado um roteiro de discussões
para o clima até 2009.
Em 2009, em Copenhaga, realizou-se a Conferência das Nações Unidas sobre as Alterações
Climáticas. Esta foi a 15ª conferência realizada pela UNCCC (Convenção-Quadro das Nações
Unidas sobre Mudança do Clima), sendo antecedida por um congresso científico organizado
pela Universidade de Copenhaga intitulado Climate Change: Global Risks, Challenges and
Decisions, realizado em Março de 2009. Cento e noventa e duas nações foram representadas
na conferência, tornando-a na maior conferência da ONU sobre mudanças climáticas. Esta
conferência ficou marcada por um caso de ética denominado «Climate Gate», onde se
manipularam dados para provar o aquecimento global, tendo afectado a credibilidade pública
da comunidade científica.
Actualmente, a UE tem algumas das normas ambientais mais exigentes do mundo, que foram
sendo desenvolvidas ao longo de décadas. As suas prioridades principais são proteger as
espécies e habitats ameaçados e utilizar os recursos naturais de forma mais eficiente,
contribuindo, simultaneamente, para a promoção da inovação e do empreendedorismo
(EuropeanCommission, 2010).
Apesar disso, as organizações de protecção do ambiente nacionais e internacionais tem-se
debatido com sucesso diminuto para defender o ambiente de acordo com a legislação
existente. Há vários processos judiciais por deterioração ambiental (nas áreas da energia, da
construção, das actividades intensivas, entre outros) que são perdidos nas instâncias judiciais,
mesmo com fundamento legal. (LPN, 2010)
19
2.4 Política na interface energia-ambiente
2.4.1 Revisão geral
A União Europeia (UE) é uma zona de tributação alta, havendo pouca liberdade para subir
impostos. Em 2010 a carga tributária total (a soma dos impostos e contribuições para a
segurança social) nos 27 Estados-Membros (UE-27) foi de 39,3% na média ponderada do PIB,
mais de um terço acima dos níveis registados nos Estados Unidos e Japão e também elevado
em comparação com os principais membros da OCDE não-europeus (só a Nova Zelândia tem
uma taxa de imposto que excede os 34,5% do PIB). Em alguns Estados-Membros, o processo
de consolidação baseou-se principalmente em reduzir as despesas públicas primárias,
enquanto noutros Estados-Membros, o foco foi aumentar os impostos. A elevada tributação
média geral não é um sinal de que cada Estado-Membro apresenta um elevado rácio dos
impostos: a taxa de imposto geral vai desde 49,1%, na Dinamarca, até apenas 28,6%, na
Roménia. Como regra geral, as taxas de impostos em relação ao PIB tende a ser
significativamente maior na UE-15 do que nos 12 novos Estados-Membros. (COM, 2010c).
Embora se reconheça que os indivíduos e as sociedades são guiados por vários objectivos, é
usual os decisores procurarem centrar a sua análise sobre o conceito de eficiência económica,
para a definição de metas e o desenho de instrumentos baseados em mercado (MBI- Market
Based Instruments). Estes instrumentos utilizam a fiscalidade e o ajuste dos custos ou preços,
podendo ser de dois tipos:
- A reforma fiscal simples, apenas com foco no consumo e no impacte ambiental;
- A Reforma Fiscal Ambiental (RFA), deslocando a carga fiscal do trabalho e do capital (bens
económicos) para a poluição e sobre-exploraçao de recursos (danos ambientais).
A RFA inclui os seguintes instrumentos:
- Impostos pelo uso dos recursos naturais;
- Reforma de subsídios para melhorar a oferta e qualidade dos serviços básicos;
- Penalizações ou benefícios ambientais baseados nas externalidades das actividades.
Um duplo dividendo pode surgir quando a RFA substitui impostos ineficientes ao correcto
funcionamento dos mercados (Goulder, 1994), os efeitos sobre os impostos nos recursos
podem ser neutralizados quando são compensados por menores contribuições para a
segurança social ou outros custos do empregador (Parry, 1995) e aplicadas na protecção
social (Bento, 1999). Para ser bem-sucedida e para garantir uma combinação coerente de
preços ou instrumentos fiscais, um processo de reforma deve ser integrado noutros processos
nacionais em curso (EEA, 2012).
Em Portugal, desde 1999 que há possibilidade legal de escolher o fornecedor de energia e o
esquema da tarifa. A tarifa de venda de energia, definida pela Entidade Reguladora dos
Serviços Energéticos (ERSE), é baseada num sistema de aditividade. A entidade reguladora
tem um papel fundamental na regulamentação das actividades do sector eléctrico, que pode
ser baseada em duas formas de fixação de tarifas: baseado em custo ou em preço. O Quadro
2.2 apresenta um resumo de ambas.
20
Quadro 2.2- Formas de fixação de tarifas
Tipo de regulação
Descrição Desvantagens Balanço
Baseada no custo
Determinação de uma taxa de retorno sobre os activos. Os proveitos permitidos dependem dos custos aceites pelo regulador. Na regulação baseada em custos, os proveitos permitidos pagam os custos operacionais, além de um retorno sobre o capital investido. Variações nos custos têm influência directa nos preços. Um aumento da produtividade e aumento da procura levam a reduções de preços.
• Se a procura cresce menos do que o previsto, a receita fiscal obtida é menor do que o previsto e pode não ser suficiente para manter o nível de retorno esperado • Se os preços das variáveis exógenas aumentarem muito num determinado período, as empresas podem ter necessidades imprevistas de liquidez (que podem pôr em risco a estabilidade financeira da empresa a curto prazo se a transferência de custos para o consumidor não for simultânea) • Há uma redução do nível de risco para a empresa, uma vez que, além de garantir o retorno de capital, permite recuperar todos os custos operacionais aceites pelo regulador.
Vantagens: • Os accionistas recebem de acordo com o investimento • Lucros excessivos não são permitidos • Qualquer redução de custos é para o consumidor • O risco corporativo é mínimo, uma vez que qualquer aumento nos custos é para o consumidor. Desvantagens: • A regulação baseia-se num custo do capital menor do que o real, por isso a empresa tem um incentivo para sobredimensionar o factor capital • Não leva a uma eficiência da produção (não há incentivo para reduzir os custos) e a uma eficiência de mercado.
Baseada no preço
Determinação do preço máximo (price
cap) para incentivar a minimização dos custos. O preço é uma função de indicadores de produtividade (exógenos às empresas) e de ganhos de eficiência. O regulador permite um certo nível de proveitos, que irão diminuir anualmente em termos reais, como resultado do aumento de eficiência nas operações.
• As tarifas cobrem os custos globais para o período regulatório, permitindo reduzir o risco das empresas • Os consumidores enfrentam menos riscos porque o preço está definido para todo o período de regulação • Os fornecedores têm incentivos para reduzir custos e capitais, o que leva a um aumento do risco para a continuidade de serviço e qualidade de electricidade • Os fornecedores enfrentam riscos relacionados com alterações nas variáveis exógenas • O regulador estabelece metas e incentivos, deixando os produtores desenvolver a sua actividade "livremente", a fim de obter uma estrutura de custos mais eficiente e, consequentemente, maiores margens operacionais.
Vantagens: • Requer menor quantidade de informação, o que minimiza a importância da assimetria de informação que existe entre o regulador e as empresas • Os ganhos de fornecedores são compartilhados com os consumidores, portanto, mais fácil de controlar por parte dos consumidores Desvantagens: • Há uma tendência para definir preços acima do custo marginal que pode levar a preços mais altos • Os resultados não são garantidos à priori, uma vez que a incerteza de preços afecta a rentabilidade.
21
2.4.2 Exemplos da Reforma Fiscal Ambiental a nível internacional
Existiram alguns Países pioneiros na implementação da Reforma Fiscal Ambiental.
A Eslovénia optou simplesmente por uma reforma do sistema fiscal em 1997, introduzindo um
imposto de energia indexado a taxa de carbono.
A opção da RFA foi escolhida pela Suécia, Dinamarca, Holanda, Reino Unido, Finlândia e
Alemanha, sendo de destacar as seguintes medidas:
- Suécia (1990, 2001) e Finlândia (1997, 1998) aprovam impostos energia-ambiente
introduzidos como parte da política de impostos ao trabalho mais baixos;
- Dinamarca (1992, 1995, 1998) e Reino Unido (1999) substituem as contribuições sociais
dos empregadores por impostos de CO2 e alterações climáticas;
- Holanda (1996, 1998) e Alemanha (1998, 2003) implementaram uma abordagem mista,
com divisão de receitas fiscais entre empregadores e empregados.
O Anexo Anexo 5 apresenta detalhes sobre a RFA em Países chave.
Portugal foi o primeiro País a introduzir o sistema Feed-in-Tariff (em 1988), seguido da Estónia
(em 1998), Alemanha (em 1990), Dinamarca (em 1992), Espanha e Irlanda (em 1994), Itália
(em 1999) e França (em 2001).
A Holanda foi o primeiro País a introduzir o sistema de quotas (em 1998), que durou quase 4
anos, sendo alterado para uma política de isenção de taxas. Seguiu-se a Holanda (de 1998 a
2001), Dinamarca (em 2000), Reino Unido (em 2002) e Suécia (em 2003).
Os subsídios ou isenções fiscais alteram o preço visível, criando um custo escondido e podem
inadvertidamente causar comportamentos prejudiciais ao ambiente. Estes subsídios são
chamados de ambientalmente perversos. Por exemplo, preços subsidiados para a indústria
podem colocar em perigo a decisão de investimento em eficiência energética e a aplicação de
medidas de poupança. A remoção de subsídios prejudiciais ao ambiente permite aumentar a
competitividade de tecnologias amigas do ambiente, reduzir a despesa e também criar novos
postos de trabalho.
A avaliação das medidas a aplicar envolve a complexa tarefa de analisar a combinação de
instrumentos e quantificar os benefícios esperados fiscais, ambientais e sociais. Os impactes
das políticas existentes e das políticas propostas é essencial para avaliar a eficácia e eficiência
de cada instrumento na realização dos seus objectivos declarados, para antecipar a sua
aceitação, para identificar Potenciais grupos sensíveis, para quantificar os ganhos e perdas
para implementar possíveis medidas de compensação e para ajudar na possibilidade de se ter
de redesenhar a reforma (EEA, 2000; EREC, 2010; Schmidt-Faber, 2003).
A fixação das taxas de tributação e a decisão de aumentar os impostos são da
responsabilidade dos Estados nacionais e não da responsabilidade da Comissão Europeia.
(EuropeanCommission, 2010).
22
2.5 Estudos recentes em modelação energética e em tomada de decisão
A análise deste tema tem sido efectuada maioritariamente num sector do consumo isolado.
A indústria é o sector que teve foco em muitos estudos, possivelmente devido a ser neste
sector que os investimentos são mais rentáveis e devido a ser neste sector que se consome
mais electricidade. São diversas as publicações sobre utilização de energia e eficiência
energética na Indústria (ADENE, 2010a, 2010c; APICER, 2012; RECET, 2007), apresentando
medidas, nomeadamente a realização de auditorias energéticas e informação sobre quais as
tecnologias para melhorar a eficiência energética (usualmente divididas em tecnologias de
processo e tecnologias energéticas). Existem publicações que podem complementar este
estudo fazendo uma descrição dos investimentos em eficiência energética no sector Industrial
(Friedmann, 2005; Heffner, 2010), fazendo uma análise de publicações referentes à eficiência
energética na indústria e uma compilação das medidas usualmente apresentadas (Mosko,
2010), relativamente a aplicação das medidas e utilizando casos reais para explicar a
motivação dos agentes da indústria em adoptar melhorias de eficiência energética (Bru, 2011),
apresentando as barreiras aos agentes da indústria que tencionam investir em medidas de
eficiência energética, descrevendo a sua importância relativa em diferentes contextos e
apresentando propostas para enfraquecer essas barreiras (Sorrell, 2011), fazendo a avaliação
do grau de investimento em eficiência energética na indústria, no panorama Nacional,
caracterização dos consumos energéticos da indústria para cada tipo de indústria,
caracterização e identificação da tipologia de medidas que são ou não implementadas,
consoante os principais indicadores energéticos e financeiros e avaliação de políticas de
promoção à eficiência energética para Indústrias Energeticamente Intensivas e Pequenas e
Médias Indústrias (Brazão, 2012), assumindo que o modelo da empresa é um aspecto
fundamental para suportar a tomada de decisão (Campos, 2010) e comparando diversas
opções estratégicas entre Países (AEP, 2015).
Alguns estudos estão focados no sector dos serviços e utilização de edifícios. Existem estudos
sobre o impacte ambiental em postos de transformação dos edifícios, com foco principal no
isolamento da aparelhagem de corte e protecção da Média Tensão e a implementação de
energias renováveis nos edifícios (Freitas, 2008), assumindo que a componente térmica é a
mais importante na eficiência energética de um edifício e fazendo a avaliação do
comportamento térmico de um edifício antigo, em condições de utilização de inverno e de
verão (Cúmano, 2009) ou apresentando a avaliação de propostas passivas e activas de
melhoria da eficiência energética em edifícios de habitação (Ganhão, 2011). Existem estudos
que avaliam o acesso à informação com o consumo (Branquinho, 2014). Tendo em conta que
as poupanças são difíceis de contabilizar (pois variáveis como a temperatura, ocupação, e
outras necessidades variam constantemente, tornando por vezes a poupança invisível nos
equipamentos de medição de electricidade inteligentes ou na factura), outros estudos definem
os termos padrão e sugerem melhores práticas para quantificar os resultados da gestão de
procura e nos investimentos em eficiência energética e em projectos de energia renovável
(IPMVP, 2015).
23
As famílias têm tido menos foco nestes estudos. Existem estudos que caracterizam e propõem
alterações de consumo doméstico sob a vertente de medidas de política (Almeida, 2011), que
sugerem a introdução de um sistema de rotulagem, evidenciam a necessidade de se aferir as
condições actuais do parque habitacional e as múltiplas variáveis que afectam o consumo de
energia para ser efectuada a identificação das fontes de energia utilizada e das medidas
conducentes a eficiência energética de forma custo-eficaz (Grilo, 2012).
Alguns estudos estão focados no sector público, fazendo a apresentação dos resultados
obtidos provenientes de auditorias energéticas realizadas a edifícios públicos (Cruz, 2008),
identificando a necessidade de melhoria da eficiência energética em hospitais (EPTA, 2007) ou
em instituições militares (Costa, 2010; UNAPRGF, 2015) e fazendo a análise da produção
renovável descentralizada (Serra, 2010).
Após comprovar que a utilização do modelo bottom-up TIMES_PT e modelo top-down GEM-
E3_PT separadamente determinam diferentes opções, foi desenvolvida a plataforma HYBTEP,
embora tenham explorado para obter opções de mitigação das alterações climáticas sem
alternativas de investimento pelos consumidores, mas apenas combinando escolhas
tecnológicas com respostas macroeconómicas sectorialmente desagregadas (P. Silva, 2014).
Houve autores que focaram o estudo no planeamento energético com elevada resolução
espacial e temporal para a procura e produção, analisando o factor de capacidade existente em
cada uma das regiões e estimando os níveis de produção (Celestino, 2014).
Existem estudos sobre a avaliação sobre os impactos da incerteza do clima: nas decisões de
política energética (P. Silva, 2014) e na perda de solo (P. Lopes, 2005).
Existem autores que desenvolvem modelos com elevada complexidade matemática para a
previsão da procura de electricidade (Carmona, 2006).
Relativamente a modelos de tomada de decisão, destaca-se o MacBeth (Bana, 2015). Este
modelo utiliza uma abordagem interativa que requer apenas julgamentos qualitativos para
ajudar um decisor a avaliar a atractividade relativa das opções. Esta abordagem aplica
inicialmente e de forma interativa, um protocolo de perguntas onde os elementos são
comparados dois a dois, solicitando apenas um julgamento qualitativo e verificando-se a sua
consistência. Contudo, este modelo não tem casos de estudo para o sector energético.
2.6 Identificação de lacunas no estado do conhecimento
A investigação energética tradicional focou-se essencialmente em modelos tecnológicos,
económicos ou ambientais de forma isolada. Mais recentemente, os modelos já fazem a
ligação dessas áreas e são usualmente designados por modelos E3 (energy-economy-
environment models). Muitos destes modelos produzem soluções muito razoáveis com tempos
de simulação aceitáveis. Contudo, continuam a ser uma representação simples de um
problema complexo. Apesar de todos os tipos de modelos conterem simplificações e
abstracções, faltam aindam modelos E3 que incorporem a influência do consumidor,
nomeadamente a reacção ao preço de electricidade (efeito de esmagamento) e as decisões de
investimento em medidas de eficiência energética e em autoconsumo.
24
Os modelos existentes são usualmente adaptados a uma experiência concreta (um país, por
exemplo). Contudo, os modelos também devem ser enquadrados no contexto de debate
político mais amplo. Assim, é importante que exista um SSD, isto é, uma ferramenta que
permita ao decisor legislativo testar as medidas disponíveis e obter indicadores de
desempenho, obtendo-se assim um sistema de aprendizagem e de estratégia de
implementação das medidas de política.
O desenvolvimento de um modelo que incorpore o comportamento dos consumidores e a
construção de um SSD darão suporte à teoria económica, à literatura que demonstra a
necessidade de novos estudos e à explicação dos dados históricos recentes do consumo.
25
3 Metodologia e modelo conceptual
3.1 Abordagem metodológica e faseamento do trabalho
A Figura 3.1 apresenta de forma resumida o processo metodológico e suas fases.
Figura 3.1- Abordagem metodológica e faseamento do trabalho
26
Na fase de diagnóstico procurou-se compreender cada sector envolvido, recorrendo-se a
artigos científicos e a artigos de opinião. Houve então uma fase de elaboração de um modelo
conceptual genérico. O caso de estudo consistiu na implementação do modelo e sua aplicação
ao sector eléctrico Português, servindo de prova de conceito. Em paralelo com as fases
anteriores, existiu a fase de disseminação na comunidade científica, instituições públicas e
sociedade civil.
3.2 Características chave do modelo
Na construção do modelo foi dedicada especial atenção às lacunas existentes em estudos
anteriores, identificadas no capítulo 2.6.
No modelo é modelada a procura de electricidade, o preço da electricidade, a evolução do
parque consumidor, a evolução do parque produtor e as decisões dos principais agentes. O
PIB e os preços dos combustíveis fósseis são dados externos.
O modelo dá especial destaque ao papel do consumidor: é assumido que o consumidor tem
influência no comportamento do sector eléctrico através da procura de electricidade à rede, da
reacção ao preço da electricidade e através da tomada de decisão em investimentos em
eficiência energética e autoconsumo.
O modelo teórico conceptual estudado e o SSD desenvolvido permitem uma análise do sector
eléctrico na componente tecnológica, ambiental, económica e social, apresentando dados
quantitativos (indicadores de desempenho) do impacte das medidas de política energética. O
SSD necessita de diversos dados de entrada (que podem ser encontrados em relatórios ou que
são obtidos pelas saídas de outros modelos), apresenta um interface claro com o utilizador e
apresenta indicadores de desempenho. O SSD desenvolvido replica um sector eléctrico
multifacetado, quantificando o efeito das medidas e permitindo, assim, elaborar comparações e
sustentar preferências.
É um modelo com uma abordagem dinâmica que serviu de base para a construção de uma
ferramenta: um Sistema de Suporte à Decisão (SSD). O objectivo principal da utilização do
SSD é efectuar simulação e não optimização. O SSD pode ser utilizado como um jogo ou como
um simulador.
27
3.3 Agentes
3.3.1 Caracterização
Um factor importante para se caracterizar um sector é o conjunto dos diferentes agentes: quem
são e como eles interagem. Na presente tese os agentes foram divididos como exemplificado
na Figura 3.2.
Figura 3.2- Agentes do sector eléctrico e sua interacção simplificada
É assumido pelo autor que os agentes da sociedade civil, ONGs, meios de comunicação,
academia e investigadores funcionam como grupos de pressão sobre um ou mais dos agentes
aqui considerados, influenciando o modelo de modo indirecto e não sendo expressamente
modelados.
3.3.2 Produtores
O produtor é o agente proprietário da central eléctrica que esta disponível para vender a sua
electricidade.
A decisão de investir em novas centrais ou em reforço de potência nas centrais existentes é
baseada no investimento, no seu período de retorno e no custo de oportunidade de capital. O
investimento necessário depende das tecnologias e o período de retorno do investimento
depende da previsão da procura de electricidade à rede, da regulação e dos incentivos
existentes e planeados.
A produção de electricidade nacional consiste em diversas tecnologias, a que estão associados
custos e impactes diferentes.
A energia primária pode ser utilizada directamente ou sofrer uma transformação de energia
primária em energia útil com uma (ou diversas) etapa(s) intermédia(s). O Quadro 3.1 ilustra as
diferentes fontes disponíveis de energia primária, a possível energia final e a energia útil para
28
usos diferentes. Cada transformação de uma forma de energia para outra diferente tem um
rendimento.
Ao analisar a utilização da energia final, há três relações a ter em conta:
- Substituição: se o aumento do preço de uma energia leva a um aumento na procura de
outra energia. Por exemplo, a relação entre a electricidade e o gás natural;
- Independência: se o aumento do preço de uma energia não afecta a procura de outra
energia. Por exemplo, a inexistência de influência da variação do preço de petróleo no
consumo da energia geotérmica;
- Correlação: se o aumento no preço de uma energia leva a um aumento do preço de um
serviço. Por exemplo, a influência do preço de petróleo no custo de vida em geral (como o
transporte público e fornecimento de alimentos).
Quadro 3.1- Sequência de transformação de energia
Energia
Primaria
Energia Final Energia
Útil
Petróleo bruto Tecnologias Electricidade Climatização
Carvão de GPL Tecnologias Calor de processo
Gás natural produção Gasolina de Frio de processo
Nuclear transporte Diesel utilização Iluminação
Biomassa distribuição Carvão => Força motriz
Solar => Gás Natural Comunicações e
audiovisuais Eólica Biomassa
Hídrica Electrónica
Geotérmica Cozinha
Ondas e marés Armazenamento
e sistemas de frio
Outros
3.3.3 Consumidores
Os consumidores estão divididos em cinco grupos, conforme representado na Figura 3.3. As
famílias representam o sector doméstico.
É assumido pelo autor que o Estado enquanto consumidor tem um comportamento semelhante
aos serviços.
É assumido pelo autor que os consumidores reagem ao preço e tomam decisões em
investimentos em eficiência energética e autoconsumo. A reacção dos consumidores ao preço
traduz o seu comportamento face à energia desperdiçada e ao ajuste das suas necessidades e
nível de conforto. As decisões em investimentos em eficiência energética são equacionadas de
acordo com o preço da tarifa de electricidade, os preços futuros de venda da electricidade e
29
das opções tecnológicas disponíveis (caracterizadas por investimento necessário e poupança
no consumo de electricidade). É assumido pelo autor que a indústria e os serviços são
fortemente dependentes do nível de actividade económica (representado pelo produto interno
bruto, PIB).
No conjunto de outros consumidores encontram-se por exemplo o sector dos transportes e o
sector da agricultura.
Figura 3.3- Grupos de consumidores
3.3.4 Estado
Além de ser um consumidor, o Estado tem mais três funções importantes:
- Definir um quadro regulamentar nacional no contexto europeu;
- Estabelecer o Orçamento de Estado que define os incentivos, os instrumentos de mercado
e as medidas complementares;
- A «validação» da estrutura tarifária.
A primeira função é baseada em abordagens de comando e controlo (regulamentos,
proibições, normas ou exigências), em que o Estado define metas e desenha mecanismos para
conduzir os agentes nas suas actividades. As abordagens de comando e controlo podem impor
padrões baseados em tecnologia (definindo quais as tecnologias a serem utilizadas) ou em
desempenho (definindo os limites de impacte para cada tecnologia). Em ambos os casos as
variáveis de controlo devem ser mensuráveis. Apesar disso, as abordagens de comando e
controlo baseados em desempenho tendem a ser privilegiadas, uma vez que não especificam a
escolha da tecnologia, tornando-as mais eficazes e facilmente adaptadas para mudanças de
I&D e da conjuntura.
O mecanismo de incentivo (benefícios ou penalizações) afecta o custo das opções
tecnológicas disponíveis e influencia os preços, alterando o investimento necessário e o
período de retorno do capital.
30
3.4 Descrição geral do modelo
O sector eléctrico é composto por um complexo conjunto de indivíduos e grupos, que se
influenciam e que possuem interesses próprios. Um SSD é uma ferramenta útil para melhor
compreender o sector eléctrico e testar cenários.
Tendo por base que o preço de venda da electricidade influencia as escolhas dos
consumidores, pretende-se testar instrumentos económicos que podem promover
simultaneamente a redução dos consumos de electricidade, os impactes ambientais e os
custos para os consumidores. Pretende-se também testar os efeitos da subsidiação do preço
da tarifa.
O presente SSD é baseado em modelos. O presente SSD pretende ser simples de utilizar, mas
também pretende ser completo.
O modelo desenvolvido pode ser genericamente representado pela Figura 3.4:
Figura 3.4- Representação genérica do modelo da presente tese
Como entradas, o modelo tem as variáveis de controlo (X) e as variáveis não controladas (W).
No núcleo do modelo, existem as variáveis internas (Z), que traduzem as características do
sistema. Na saída são apresentados os indicadores de desempenho (Y) que servirão de
suporte à decisão do utilizador.
É assumido pelo autor que existe a figura do utilizador que será quem utiliza o SSD para testar
medidas. O utilizador pode assumir o papel de um agente único (sendo os restantes agentes
parametrizados no modelo) ou pode assumir o papel de diversos agentes em simultâneo.
O SSD desenvolvido possui o diagrama de blocos representado na Figura 3.5.
As saídas geradas pelo Sistema de Suporte à Decisão são custos, preços, incentivos, dados
técnicos de produção e práticas de consumo. Dessas saídas há indicadores de desempenho e
variáveis internas que alimentam o mecanismo de retroacção. Há dois tipos de retroação: uma
escondida (inacessível ao utilizador) e uma visível (que o utilizador pode alterar ou validar).
O utilizador tem ao seu dispor a decisão de introduzir as medidas que pretende testar.
O SSD desenvolvido na presente tese tem interesse científico mas também tem interesse
prático e social.
31
O utilizador pode ser um dos agentes enunciados no subcapítulo 3.3. ou outros, tais como:
- Grupos da sociedade civil e grupos ambientais;
- Académicos;
- Especialistas do sector da electricidade, energia, ambiente e economia;
- Agentes que gostariam de entender como as reformas fiscais podem ser usados para
estimular o uso mais racional da energia e mais sustentável dos recursos;
- Representantes da indústria e dos serviços;
- Outros agentes sociais e políticos;
- Agências de comunicação.
Figura 3.5-Diagrama de blocos geral do Sistema de Suporte à Decisão
As relações entre os agentes pretendem interpretar a forma como eles actuam em conjunto:
como se influenciam e como são influenciados. As relações são entre as áreas da energia,
economia e ambiente. Algumas relações são imediatas, mas há outras que produzem efeito na
situação temporal seguinte (evidenciando os atrasos entre a decisão e o seu efeito).
Com esta tarefa de suporte à decisão não se pretende encontrar a melhor solução: não se
procura a melhor medida de política para um determinado objectivo. A principal contribuição
para o suporte à decisão é o desenvolvimento do modelo, a construção do SSD e as reflexões
sobre os resultados obtidos. Assim, é importante clarificar que o utilizador tem a tarefa
determinante de fazer a análise de resultados dos diversos cenários e escolher a solução que
melhor se adapta aos seus objectivos.
A Figura 3.6 ilustra o diagrama de modelo. As caixas do diagrama de modelo representam as
tarefas. As setas de ligação entre as caixas representam as dependências entre as tarefas e
sua direccionalidade. O diagrama do modelo proposto pretende ser o mais preciso e completo
possível, embora seja uma simplificação de uma realidade complexa com destaque para as
tarefas de tomada de decisão dos agentes. No entanto, foram levados em consideração três
critérios: o realismo, a precisão e a generalidade. As variáveis envolvidas no diagrama da
Figura 3.6 estão listadas no Quadro 3.2.
32
Figura 3.6- Diagrama do modelo conceptual da presente tese
33
Quadro 3.2- Lista das variáveis envolvidas no diagrama do modelo conceptual
Variável Descrição
1X NovaTecCons Novas tecnologias disponíveis para o sector do consumo
2X Medidas Filosofia e critérios políticos
3X NovaTecProd Novas tecnologias disponíveis para o sector da produção
1W DisrupTec Disrupção tecnológica
2W AutoCons Produção descentralizada de electricidade
3W PreçosFuturoCons Previsão de preços futuros, para o consumidor, das diversas
formas de energia de substituição (da electricidade)
4W PIB Produto interno bruto
5W PreçosFuturoProd Previsão de preços futuros, para o produtor, das diversas
formas de energia primária
6W CustoUnitTecProd Custo unitário, por tecnologia, das centrais disponíveis
1Z VarTecCons Variação das tecnologias no sector do consumo
2Z VarTecProd Variação das tecnologias no sector da produção
3Z Oferta Quantidade de electricidade disponível para produção
4Z Perdas Autoconsumo e perdas do sector eléctrico
5Z QuantElec Quantidade de electricidade produzida
6Z MixEnergia Quota de energias primárias para produção de electricidade
7Z IncentivoCons Incentivos do Estado ao sector do consumo
8Z IncentivoProd Incentivos do Estado ao sector da produção
9Z PreçoElec Preço da electricidade ao consumidor definido pelas tarifas
(no sistema regulado) ou pelo mercado (no regime livre)
10Z ApoioTarifa Incentivos do Estado ao preço de venda de electricidade
11Z PreçosFuturosElec Preços futuros da electricidade para o período em análise
1Y IntensEnerg Intensidade energética do PIB
2Y ConsElec Consumo total de electricidade
3Y ProcElec Procura de electricidade à rede
4Y CustoCons Custo da electricidade ao consumidor, de acordo com o preço
da electricidade ao consumidor definido pelas tarifas (no
sistema regulado) ou pelo mercado (no regime livre)
5Y CustoCid Custo da electricidade ao cidadão
6Y CustoElec Custo total de produção, transporte e distribuição da
electricidade
7Y PressAmbiental Emissões, ocupação do solo e outros impactes ambientais da
produção, transporte e distribuição de electricidade.
34
As principais relações entre as variáveis do modelo e suas dependências temporais são:
1 Pr )t t 1 t 1
VarTecCons f (IncentivoCons ,VarTecCons , eçosFuturoCons− −=
Pr Pr Pr Pr Pr )t 2 t 1 t 1
VarTec od f (Incentivo od ,VarTec od , eçosFuturo od− −=
3( Pr )t t
Oferta f VarTec od=
4 (Pr )t t
Perdas f ocElec=
5(Pr , )t t t
QuantElec f ocElec Perdas=
6( , )t t t
MixEnergia f Oferta QuantElec=
7 1Pr (Pr ,Pr , , , , )t t t t t t t
ocElec f eçoElec eçoFuturoCons VarTecCons IntensEnerg PIB IncentivoCons −=
8 1 1( , , Pr , Pr , )t t t t t t
Custo f Quant MixEnergia Tec od Incentivo od IncentivoCons− −=
9 1 1Pr ( , Pr , )t t t t
eçoElec f QuantElec Incentivo od IncentivoCons− −=
10 1( , )t t t
IntensEnerg f PIB IncentivoCons −=
11Pr ( Pr , )t t t
essAmbiental f VarTec od MixEnergia=
A utilização da ferramenta construída na presente tese apresenta uma abordagem de
simulação e não de optimização. O objectivo primordial do Sistema de Suporte à Decisão
(SSD) desenvolvido na presente tese é quantificar diversas medidas de política, embora
também seja possível utilizá-la para encontrar o melhor conjunto de medidas para se alcançar
um determinado objectivo.
Esta ferramenta é um trabalho em curso. Os algoritmos em concreto, as variáveis de entrada e
os indicadores de desempenho podem ser afinados em função do caso de estudo e da
informação disponível.
35
3.5 Previsão da procura de electricidade à rede
A previsão da procura de electricidade é uma tarefa cada vez mais exigente: os consumidores
começaram a reagir aos preços (pelo efeito de esmagamento originado pela actualização da
tarifa, pela crise económica e pela diminuição do poder de compra), ponderam investimentos
em melhoria da eficiência energética e há alterações significativas dos padrões de consumo
(na forma do seu diagrama de carga e nos seus valores de electricidade consumida). A
previsão da procura de electricidade pode ser um problema de curto prazo (prever consumos
diários ou semanais) ou de médio e longo prazo (prever consumos mensais ou anuais),
existindo partes interessadas e métodos diferentes para cada um dos problemas. A previsão de
curto prazo da procura de electricidade é importante para o gestor de sistema, na resposta às
flutuações de consumo, planeamento de ações diárias, despacho económico e previsão de
preços de energia elétrica em ambientes de mercado, por exemplo. A previsão de médio e
longo prazo da procura de electricidade é importante para o Estado e para a área de
planeamento, na orientação estratégica do sector eléctrico: decisão de alteração do parque
electroprodutor, no reforçao da rede, na calendarização da manutenção, nos processos de
armazenamento de energias primárias e para a segurança de abastecimento, por exemplo.
Na previsão de curto prazo da procura de electricidade admite-se uma estabilidade das
variáveis de influência gerais e foca-se o estudo nas situações em que a procura pode variar
significativamente de período para período, dada a sua periodicidade infra-anual (Rosinha,
2014). Por isso, são necessárias amostras de dimensão significativa que permitam captar a
tendência da evolução, os fenómenos sazonais e as variáveis de influência pontuais (como, por
exemplo, condições climatéricas extraordinárias, alteração disruptiva das tecnologias de
consumo, renovação significativa do parque electroprodutor ou um acontecimento social
expressivo). As metodologias empregues na previsão de curto prazo da procura de
electricidade podem ser modelos não-causais e modelos de redes neuronais.
Na previsão de médio e longo prazo, a abordagem é, normalmente, mais estrutural e o foco é
obter modelos causais para a evolução do consumo. Procura-se, assim, encontrar relações
entre as variáveis em vez de se obterem valores absolutos para uma determinada data, como
na previsão de curto prazo. As metodologias empregues na previsão de médio e longo prazo
da procura de electricidade podem ser modelos técnico-económicos e modelos econométricos
(Carmona, 2006).
Os modelos técnico-económicos aplicados ao sector energético de um determinado país ou
região começam num ano base, a partir do qual se constroem cenários de evolução e se faz
análise de sensibilidades. Estes modelos tendem a ser bastante detalhados pelo que exigem
uma significativa quantidade e qualidade da informação para serem uma representação fiel.
Têm sido particularmente úteis na avaliação ex-ante da aplicação de medidas de política
ambiental e de promoção da eficiência energética. (Fortes, 2014) Os modelos econométricos
baseiam-se em funções económicas e nas observações históricas de diversas variáveis,
procurando-se relações entre elas. Os modelos econométricos aplicados à compreensão da
evolução da procura de electricidade e à sua previsão assentam em pressupostos económicos:
36
a sua correlação positiva com os indicadores de desenvolvimento económico, a sua correlação
negativa com os preços da electricidade e a sua dependência fontes de energia alternativas,
por exemplo (Al-Faris, 2002; Butf, 2001; Ghosh, 2002; Lin, 2003; Tahsin Bakirtas, 2000). Os
modelos econométricos incorporam os efeitos de calendário e temperatura com os elementos
explicativos da função de procura e têm tido aplicação na previsão a curto prazo (I Moghram,
1989; Papalexopoulos, 1990; Robert Engle, 1989).
Na presente tese é efectuada a previsão de médio e longo prazo da procura esperada de
electricidade utilizando-se um modelo econométrico e utiliza-se a abordagem de modelos
técnico-económicos para criar cenários de decisão.
Dentro do método econométrico aplicado à procura de electricidade a médio e longo prazo
pode-se optar por abordagens mais ou menos desagregadas. Abordagens mais agregadas
consideram a procura como um todo e a estudar variáveis que possam influenciar a procura
global (Al-Faris, 2002; Lin, 2003; Robert Engle, 1989; Tahsin Bakirtas, 2000). Abordagens mais
desagregadas optam analisar detalhadamente cada subsector económico para tentar modelar
seus padrões e necessidades de consumo distintos (Boucinha, 1991; Carmona, 2006; Koli
Fatai, 2003; Martins, 2006). Na presente tese é efectuada a abordagem desagregada por 3
sectores: famílias, indústria e serviços.
É assumido pelo autor que a evolução do consumo é influenciada pela intensidade energética,
pelo nível da actividade económica (descrito pelo indicador PIB), pelo preço de venda da tarifa
de electricidade, pelos investimentos em eficiência energética (descritos no capítulo 3.6.1 e no
capítulo 3.6.2) e pelos investimentos em autoconsumo (descritos no capítulo 4.5). Assim, é
assumido que a evolução do consumo é descrita pela seguinte equação:
1Pr Prt t t t t t
ocElec IntensEnerg PIB eçoElec EficQuantCons Autoconsδ−= − − − Eq. (3.1)
em que
- Prt
ocElec é a previsão da procura de electricidade
- IntensEnerg é a intensidade energética em electricidade
- PIB é o Produto Interno Bruto
- rP eçoElec é o preço da electricidade
- δ é a elasticidade do consumo ao preço P
- EficQuantCons é a quantidade de redução do consumo pelo investimento efectuado
em medidas de eficiência energética
- tAutocons é a quantidade de electricidade da produção descentralizada.
É assumido pelo autor que a intensidade energética é alterada de ano para ano de acordo com
a evolução natural da tecnologia existente no período em análise, de acordo com a reacção do
37
consumo face ao preço (i.e., com o ajuste das necessidades e nível de conforto) e de acordo
com as medidas de eficiência energética aplicadas nos períodos anteriores. Para o ano t , a
intensidade energética é dada por:
Prt
t
t
ocElecIntEnerg
PIB= Eq. (3.2)
A parcela da elasticidade do consumo considera a influência das decisões dos consumidores
em variar o seu consumo sem necessidade de investimento de capital (por alteração de
comportamentos, por alteração da definição das suas necessidades ou por alteração dos seus
padrões de conforto, por exemplo). É nesta parcela que é analisado o efeito de esmagamento
da procura por aumento do preço e o efeito do aumento do desperdício energético por
diminuição do preço.
É assumido que o preço de venda da electricidade depende da evolução das tarifas e que está
relacionado com o parque tecnológico de produção e os incentivos do Estado. É também
assumido que a tarifa de venda da electricidade é definida para um valor de consumo esperado
e depois ajustada de acordo com o desvio do consumo verificado tal como exposto no
subcapítulo 4.8.
A quantidade de electricidade produzida tQuantElec é a necessária para satisfazer a procura
de electricidade à rede, Prt
ocElec e suportar as perdas da rede, tPerdas , sendo dada por:
Prt t t
QuantElec ocElec Perdas= + Eq. (3.3)
Esta quantidade de electricidade produzida, tQuantElec , é obtida por despacho, pela gestão
do sector eléctrico, das centrais disponíveis . Estas centrais são de diversas tecnologias e
possuem diversos valores de capacidade instalada, sendo modeladas por diferentes curvas de
custo. O despacho tem como objectivo minimizar o custo total de produção de electricidade
considerando as restrições: os limites técnicos de operação (como por exemplo tempo mínimo
de arranque, tempo mínimo de paragem e regime de variação de carga) de cada central que
devem ser tidos em conta e os mecanismosque privilegiam algumas formas de energia (como
por exemplo feed-in tariff), por exemplo. É assumido que os factores de emissão são
consequência das decisões de despacho, não sendo uma parcela da função objectivo nem
componentes das restrições.
Assim, para cada ano, a procura é satisfeita por distribuição da produção pelas tecnologias
disponíveis, dada por:
Prt ti i
t
i
Quant Elec VarTec odα=∑
em que [ ]0,1it
α ∈ é um factor que representa a quota de produção atribuída à tecnologia i .
38
3.6 Os processos de decisão
3.6.1 Decisão do Estado no apoio ao investimento no sector eléctrico
Existem diversas medidas de política da teoria económica que influenciam o comportamento do
sector da energia e das reacções dos agentes. As medidas relevantes disponíveis para o
sector de energia estão ilustradas no Quadro 3.3 e no Quadro 3.4. As medidas podem ser
regulamentares (definidas por legislação) ou voluntárias (iniciativas promovidas pelos agentes).
Quadro 3.3- Medidas regulamentares e mecanismos de mercado relevantes disponíveis para o sector de energia
Quadro 3.4- Medidas voluntárias relevantes disponíveis para o sector de energia
O foco das medidas pode incidir no capital, no lado da produção ou no lado do consumo. O
capital pode ser próprio, quando pertence à entidade investidora, ou alheio, quando esta se
financia junto de um terceiro. No último caso existe, quase sempre, um custo implícito: os juros
Directas Indirectas
Incidência Preço Quantidade
Capital
Transferência directa de fundos
(e.g. rede de gás natural) Entrega por concurso
Plano Energético
Nacional
Incentivos fiscais (Créditos e
bónus)
Transferência directa de
fundos (e.g. veículos
eléctricos)
Taxas de juros
bonificadas
Directivas EU
Produção
Feed-in Tariffs (FIT) na produção
em regime especial (PRE) Bónus ambiental
Restrições de acesso
aos mercados Bónus ambiental
Certificados verdes (TGC)
Rendas (e.g. das centrais
eólicas aos municípios)
Consumo
Quotas de consumo Tarifas ao consumo Impostos ao consumo
Subsidio ao consumo (défice da
electricidade e do gás natural)
Procura verde (central de
compras do Estado) Isenções fiscais
Directas Indirectas
Incidência Preço Quantidade
Capital Programas de accionistas
Financiamento de
tecnologias embrionárias
I&D (e.g. PV na central da
Amareleja)
Produção Tarifas verdes Contractos bilaterais de
quantidade Interligações com outros
mercados de electricidade Consumo
Contractos bilaterais na
segurança de abastecimento
39
a pagar pelo financiamento. Na presente tese, o capital é definido como o recurso financeiro
total necessário ao investimento.
A sua acção pode ser directa (no preço ou na quantidade) ou indirecta (através de impostos e
incentivos, por exemplo). Existem algumas diferenças entre ambas as medidas, sendo de
realçar as seguintes:
- As variações de preços de energia final também têm um impacte sobre os custos de
produção e sobre os preços das matérias-primas;
- Um aumento do preço da energia não gera mais receita fiscal para o Estado, não
podendo por isso ser utilizado para compensar agentes vulneráveis ou auxiliar sectores
estratégicos;
- Psicologicamente, o efeito dos impostos para os consumidores é mais forte do que das
variações de preços.
Na presente tese, é adoptada a seguinte definição de subsídios: um subsídio é uma medida
que mantém os preços para os consumidores abaixo dos níveis de mercado, ou para os
produtores acima dos níveis de mercado ou que reduz os custos para os consumidores e
produtores (EIA, 2010).
Os incentivos podem ser benefícios ou penalizações. O Anexo Anexo 4 apresentra com mais
detalhe como os incentivos influenciam o comportamento do mercado, através da análise de
equilíbrio parcial.
3.6.2 Decisão de investimento no sector do consumo
É assumido pelo autor que o preço actual e os preços futuros de venda de energia (da
electricidade e das energias de substituição), os incentivos (disponibilizados pelo Estado) e as
poupanças económicas (obtidas pelos consumos evitados por investimento em medidas de
eficiência energética) são as variáveis a analisar para a decisão do montante do investimento a
aplicar para implementar medidas de eficiência energética. É também assumido pelo autor que
esta decisão é baseada no período de retorno do investimento investido.
Assim, são definidos quatro conceitos:
- Potencial de redução do consumo existente, PoupExist ;
- Potencial de redução do consumo identificado, PoupIdentif ;
- Potencial de redução do consumo implementado, PoupImp ;
- Potencial de redução do consumo sobrante, PoupSobr .
Considera-se que o potencial de redução do consumo existente, PoupExist , é o máximo
potencial de redução do consumo de electricidade possível, de acordo com as características
tecnológicas existentes no consumo e de acordo com as novas tecnologias disponíveis.
Considera-se que o potencial de redução do consumo identificado, PoupIdentif , é a fracção
De PoupExist que é conhecido pelos consumidores e que será equacionado para ser
implementado. Considera-se que o potencial de redução do consumo implementado,
40
PoupImp , é a parte do PoupIdentif que os consumidores concretizam através de
investimento em medidas de eficiência energética. Considera-se que o potencial de redução do
consumo sobrante é dado por:
PoupSobr PoupIdentif PoupImp= − .
O potencial de redução do consumo identificado é a agregação de diversos potenciais de
redução do consumo isolados que se obtém pelas diversas medidas possíveis. Cada uma
dessas medidas possui diferentes períodos de retorno do investimento e necessita de
diferentes quantidades de investimento. É assumido pelo autor que o PoupIdentif tem uma
distribuição semelhante ao ilustrado na Figura 3.7.
Adaptado (ADENE, 2010a, 2010b, 2010c)
Figura 3.7- Distribuição do potencial de redução do consumo identificado
O período de retorno é calculado, para cada medida, pela razão entre o que se investe e o
ganho económico, conforme a equação seguinte:
InvestimentoPeríodo de retorno
Ganho económico= ⇔
⇔Investimento IncentivoCons
Período de retornoPoupanças económicas de electricidade
−= Eq. (3.4)
Em que
IncentivoCons BeneficiosCons PenalizaçõesCons= − Eq. (3.5)
É assumido pelo autor que existe um período de retorno do investimento acima do qual
nenhum consumidor investe em medidas de eficiência energética, que é designado por
Po
ten
cial
de
re
du
ção
de
co
nsu
mo
ide
nti
fica
do
(%
)
Período de retorno do capital (Anos)
100
0
41
PeriodoMax . É também assumido pelo autor que abaixo desse PeriodoMax os
consumidores investem de forma parcial, implementando apenas uma parte do potencial de
poupança identificado, tendo uma forma como ilustrado na Figura 3.8 e de acordo com a
Eq. (3.6). O valor máximo em cada ano, 100%, é o potencial de eficiência energética
identificado para esse ano.
Adaptado (Brazão, 2012; Grilo, 2012)
Figura 3.8- Percentagem de redução de consumo de electricidade em função do período de retorno
É assumido pelo autor que a decisão de investimento em redução do consumo, para cada
período de retorno do investimento i , é descrita na forma seguinte:
1
0
0
PeriodoMax
PeriodoMax ii i
i
PoupImp P PoupIdentif e
PoupImp
−−
=
=
,1
,
i PeriodoMax
i PeriodoMax
≤ <
>
Eq. (3.6)
As poupanças económicas são calculadas por:
PrPoupanças económicas de electricidade ConsumoElectricidadeEvitada eçoElec= i
Considera-se que o potencial de redução do consumo sobrante de um determinado ano
transita para o ano seguinte e é adicionado ao potencial de poupança identificado desse ano. O
potencial de redução do consumo sobrante que transita do ano anterior é reavaliado de acordo
com os novos valores de preços, de custos e de incentivos, podendo-se obter um período de
retorno do investimento diferente.
Po
ten
cial
de
re
du
ção
de
co
nsu
mo
(%
)
Período de retorno do capital (Anos)
Potencial Implementado Potencial Sobrante
0
100
P0
42
3.6.3 Decisão de investimento no sector da produção
O custo de produção pode ser assumido como uma soma de um termo fixo e um variável.
prod v fC C C= +
O custo variável de produção é principalmente devido ao preço variável do combustível e de
operação e manutenção variáveis (Domingues, 2005) (Santana, 2006) (Domingues, 2008):
2v
C aQ bQ c= + +
O custo fixo de produção é a soma da amortização do capital, dos custos de operação e
manutenção fixos, dos salários e de outros custos não técnicos e pode ser representado por:
iF F
i
C C=∑
em que iF
C são os diversos custo fixos.
Os custos por tecnologia das centrais disponíveis dependem de diversos factores externos ao
modelo, como por exemplo dos mercados de energia primária, das energias de substituição e
da investigação tecnológica.
O sector da produção é essencialmente capital intensivo (Capex). Assim, a decisão de
investimento na produção baseia-se na análise do custo fixo. De uma forma simples, a parcela
do custo fixo para cada ano i pode ser representado por (Santana, 2006):
em que
- iInv é a parte do investimento inicial a ser pago no ano i
- ires
I é o valor residual no ano i
- n é o período de amortização
- a é a taxa de juro
O Estado utiliza incentivos (benefícios ou penalizações) para influenciar os custos fixos ou os
custos variáveis do sector da produção.
De acordo com a procura e o parque de produção (a tecnologia, a capacidade instalada, os
diversos custos de produção por tecnologia e a legislação) define-se o mix de electricidade que
leva a um custo total de produção de electricidade, tCustoElec .
( ) , 0i i
i
i res i res
F i
Inv I Inv IC Inv i a i n
n n
− −= + − < <
43
O apoio do Estado ao sector da produção no ano i , designado por Pri
Incentivo od , que
incide no investimento inicial iInv altera a parcela de custo fixo para o ano i para:
Pr( Pr ) , 0i i
i
i i res i res
F i i
Inv Incentivo od I Inv IC Inv Incentivo od j a j n
n n
+ − −= + + − < <
em que
Pr Pr Pri i i
Incentivo od Benefício od Penalização od= −
3.7 As pressões ambientais
A produção de electricidade implica, necessariamente, a exploração de recursos naturais e a
transformação de energias primárias, com a consequente emissão de poluentes atmosféricos e
a produção de resíduos no meio ambiente.
Os factores de emissão de gases de efeito de estufa (GEE), por unidade de energia produzida,
dependem dos combustíveis utilizados e da eficiência de produção e transmissão. O aumento
da concentração de GEE na atmosfera tem sido apontado como uma das principais causas das
alterações no clima, tendo impactes directos negativos sobre os ecossistemas terrestres, nos
diversos sectores socio-económicos mundiais, na saúde pública e na qualidade de vida das
pessoas em geral. Os principais gases de efeito de estufa identificados são os seguintes
(IPCC, 2006):
- Dióxido de carbono (CO2)
- Metano (CH4)
- Óxido nitroso (N2O)
- Hidrofluorocarbonetos (HFC)
- Perfluorocarbonetos (PFC)
- Hexafluoreto de enxofre (SF6)
- Trifluoreto de azoto (NF3)
- Pentafluoride enxofre trifluorometil (SF5CF3)
- Éteres halogenados
- Outros halocarbonetos
Os Poluentes Orgânicos Persistentes (POP) são compostos tóxicos altamente estáveis e
persistentes no ambiente, resistindo à degradação química, fotolítica e biológica. Têm a
capacidade de se bio-acumular em organismos vivos e de serem transportados a longas
distâncias pela água, vento ou pelos próprios animais. Actuam negativamente sobretudo como
disruptor dos sistemas reprodutivo, imunitário e endócrino, sendo também apontados como
carcinogénicos. Um dos POP associado ao sector eléctrico é o Policlorobifenilo (PCB), utilizado
em condensadores, transformadores e em líquidos refrigeradores.
A queima de combustíveis fósseis é uma das fontes de emissão de óxidos nitrosos (NOx), que
é o principal gás responsável pelas chuvas ácidas. São ainda libertadas partículas que,
44
juntamente com o dióxido de enxofre (SO2), podem provocar problemas respiratórios. Nas
centrais eléctricas em Portugal os factores de emissão de SO2, NOx e partículas existem mas
são limitadas graças às tecnologias de redução (dessulfurização, desnitrificação e
despoeiramento) nelas implementadas.
Certas emissões são estequiométricas (dependentes apenas da composição química do
combustível), sendo os seus factores de emissão constantes seja qual for a tecnologia de
combustão, como é o caso do CO2 e SOX. Outras emissões resultam da combustão incompleta
e variam com a tecnologia, como é o caso de poluentes como NOx, CO e partículas.
Na fase de uso, o gás natural revela uma combustão mais limpa nos indicadores de emissões
de GEE e gases poluentes da atmosfera. Já nas fases de produção, transporte e distribuição, o
gás natural revela pior desempenho que os produtos petrolíferos, devido principalmente às
emissões fugitivas. Considerando todo o ciclo de vida (produção, transporte e combustão), o
gás natural apresenta um desempenho marginalmente pior que o gasóleo e gasolina nestes
indicadores (J. Lopes, 2014).
Ao longo dos anos a emissão de CO2e, proveniente do consumo das energias primárias, foi o
indicador de pressão ambiental mais utilizado. Contudo, esta metodologia não representa a
globalidade dos reais impactes desse consumo, sendo necessário incorporar outros
indicadores que caracterizam todas as fases: extracção de matérias-primas, construção e
tecnologia usada na unidade de produção, condições de operacionalidade e ocupação do solo.
O indicador emissão de CO2e é aceitável para as tecnologias de produção não renovável, como
as centrais termoeléctricas a gás natural ou carvão, cujos impactes maiores são na queima de
combustível. Contudo, na produção por fontes de energia renovável, os grandes impactes são
na construção da própria infra-estrutura e na ocupação do solo (Higino, 2014). A ocupação do
solo pode levar a desequilíbrios ambientais por interferir nos habitats. Assim, foi assumido que
a ocupação do solo é uma pressão ambiental a incluir.
Na sector da produção há preocupações ambientais nas centrais existentes e, especialmente,
nos novos projectos (EDP, 2014c; Endesa, 2014). Contudo, estão identificadas oportunidades
de melhoria do desempenho ambiental por iniciativa dos operadores das centrais e por
influência do Estado na produção e no consumo (GEOTA, 2013).
A cada tipo de capacidade instalada de central está associado um factor de poluição it
γ ,
sendo as emissões totais dadas por:
.i it t t
i
Emissões Quant Elecγ=∑ Eq. (3.7)
45
3.8 Escolha e relevância dos indicadores de desempenho
Foram assumidos os indicadores de desempenho, apresentados no Quadro 3.5. Os
indicadores estão divididos em 4 domínios.
O indicador Pressão ambiental inclui GEE, outros poluentes do ar e da água, ocupação do solo
e perda da biodiversidade.
Quadro 3.5- Indicadores de desempenho
Domínio Indicador de
desempenho
Definição Relevância
Energia Procura total de
electricidade à
rede
A quantidade de electricidade
solicitada pelos consumidores
à rede.
Permite avaliar a eficácia
das medidas simuladas na
dependência energética e
na redução do desperdício
de energia.
Consumo total
de electricidade
A soma da procura total de
electricidade à rede com o
autoconsumo.
Eficiência Intensidade
energética
eléctrica
Razão entre o valor global da
electricidade consumida e o
produto interno bruto.
Permite avaliar a eficiência
energética eléctrica
associada à economia.
Socio-
económico
Custo facturado
na tarifa ao
consumidor
A quantidade monetária
despendida pelos
consumidores para receberem
a electricidade da rede.
Permite avaliar a
contribuição económica
dos consumidores, cobrada
pela tarifa.
Custo total ao
consumidor
A soma do custo facturado ao
consumidor com os
investimentos próprios em
eficiência energética e
autoconsumo.
Permite avaliar o peso da
electricidade no orçamento
familiar e nos custos da
indústria e serviços.
Custo total da
electricidade
O montante total necessário
para entregar a electridade
aos consumidores.
Permite avaliar a eficiência
do sistema de produção,
transporte e distribuição de
electricidade.
Custo total ao
cidadão
O valor máximo entre o custo
facturado ao consumidor e o
custo total da electricidade.
Permite avaliar o custo real
da electricidade e apurar os
subsídios escondidos.
Ambiente Pressão
ambiental
Inclui todos os impactes do
ciclo de vida da energia.
Permite avaliar o impacte
ambiental do sector
eléctrico.
47
4 Caso de estudo: sector eléctrico Português
4.1 Definição do caso de estudo
O caso de estudo é o sector eléctrico Português com foco no papel do consumidor e no papel
do Estado legislador.
Na análise, foi considerado um período temporal de 10 anos. Para além dos dados não
permitirem previsões de longo prazo (a série temporal histórica disponível da procura de
electricidade à rede é de 19 anos), estudos com maior período temporal não são relevantes
porque os consumidores não demonstram interesse nesses investimentos (ADENE, 2010b;
AEP, 2015; APREN, 2011; Boucinha, 1991; Brazão, 2012; Grilo, 2012) e não é do interesse do
legislador (porque o Governo em Portugal não se mantém em funções tanto tempo).
Durante a simulação do modelo, vários agentes interagem: os consumidores (divididos em
famílias, indústria e serviços), um sector de produção (com várias tecnologias) e o Estado
(como regulador e na implementação de medidas de política).
4.2 Implementação do Sistema de Suporte à Decisão
No processo de implementação do modelo para o caso de estudo escolhido foi dado relevo à
previsão da procura de electricidade à rede. Pretendeu-se compreender o mecanismo da série
temporal histórica para descrever o seu comportamento. Evitaram-se modelos capazes de
descrever os processos de geração de uma variedade de séries temporais mas sem levar em
conta as relações de causa-efeito que geraram as séries. Assim, para a previsão da procura foi
utilizado a regressão linear múltipla (Barros, 2014). Procurou-se encontrar uma função que
definisse a relação da procura com as variáveis explicativas PIB (por ser um pressuposto dos
modelos convencionais) e preço (por ser este que exerce influência no comportamento dos
consumidores). A equação obtida deve representar o fenómeno real, não sendo suficente ser
fiel apenas matematicamente: foram rejeitadas as equações que, embore se aproximem dos
valores históricos, não expliquem satisfatoriamente o fenómeno em estudo.
Para cada tipo de consumidor, as medidas de eficiência são compostas por diversos pares de
valores: a percentagem da poupança e o de investimento necessário. É considerada a reacção
dos consumidores à variação do preço e a tomada de decisão em investimentos em eficiência
energética e autoconsumo. Pretende-se assim combinar a análise macroeconómica top-down
com a análise tecnológica bottom-up.
Foi considerado que a tecnologia disponível para produção de electricidade e os limites de
produção por tecnologia e o mix energético são dinâmicos. Esta opção traz a vantagem de
permitir de uma forma simples considerar outras características para as centrais, como o tempo
de vida útil, o estado fora de serviço (devido a falha, manutenção ou outras), o estado entrada
em serviço, o reforço na capacidade instalada e o início de operação de novas centrais, por
exemplo.
48
A Figura 4.1 apresenta o núcleo central do SSD implementado.
Figura 4.1- Núcleo central do SSD implementado
49
Por simplificação do estudo, para evitar perda de foco no tema e para melhorar a
implementação, admitiram-se diversas simplificações:
- As variações do regime hidrológico e do vento foram substituídas por um índice de
produtibilidade unitário. Foi assumido que a capacidade instalada do parque
electroprodutor se mantém ao longo de todo o período em análise;
- A diminuição do consumo provoca a alteração do custo médio de referência, logo na
recuperação dos custos incorridos pelos produtores, tendo sido utilizadas as fórmulas de
cálculo da tarifa e as fórmulas de ajuste face ao consumo esperado definidas pela ERSE
(ERSE, 2015b);
- Além das correlações por uma função matemática perfeitamente determinada, a
representação de uma série temporal pode incluir um componente estocástico (técnica de
Monte Carlo). Esta técnica seria apropriada para estudos de sensibilidade à variabilidade
de fenómenos climáticos (que está fora do âmbito da presente tese).
No sentido de tornar os resultados do modelo mais rigorosos, a modelação de cada uma
destas componentes poderá ser desagregada, ou o modelo central ligado a outros modelos
(por exemplo, macroeconómicos, tecnológicos e climáticos).
4.3 Caracterização energética, económica e ambiental de Portugal
A Figura 4.2 ilustra a evolução anual do Produto Interno Bruto (PIB) real em Portugal. O PIB
representa a soma (em valores monetários) de todos os bens e serviços finais produzidos
durante um determinado período. Para o PIB, consideram-se apenas bens e serviços finais,
excluíndo do cálculo todos os bens de consumo de intermediário, de modo a evitar a dupla
contagem. O PIB é um dos indicadores mais utilizados na macroeconomia com o objectivo de
quantificar a actividade económica de uma região.
Fonte: (BdP, 2014)
Figura 4.2- Evolução do PIB em Portugal
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
PIB
(G
€2
01
3)
Anos
50
O PIB real da Figura 4.2 é calculado a preços constantes, para o ano base 2013. Por
observação da Figura 4.2 verifica-se que até 2008 o PIB cresceu e desde 2009 tem vindo a
diminuir.
A Figura 4.3 ilustra a evolução do Valor Acrescentado Bruto (VAB) total Industrial. O VAB é
constituído pelo valor acrescentado por cada unidade produtiva, obtido pela diferença entre o
valor das vendas e o valor das compras efectuadas para realizar a produção. Para se obter o
PIB, ao total do VAB por ramos de actividade somam-se os impostos e subtraem-se os
subsídios sobre os produtos.
Fonte: (INE, 2014)
Figura 4.3- Valor acrescentado bruto total Industrial
Por observação da Figura 4.3 verifica-se que até 2010 o VAB da indústria cresceu e de 2010 a
2011 esteve a diminuir.
A Figura 4.4 ilustra a variação do PIB e a variação do VAB Industrial em Portugal.
Fonte: (Pordata, 2014)
Figura 4.4- Consumo energético por unidade de VAB Industrial em Portugal
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Val
or
Acr
esc
en
tad
o B
ruto
to
tal
ind
ust
rial
(G
€2
01
1)
Anos
-8,0
-6,0
-4,0
-2,0
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
Var
iaçã
o (
%)
Ano
VAB Indústria
PIB
51
Por observação da Figura 4.4 verifica-se que a forma da variação do PIB e a forma da variação
do VAB são semelhantes, excepto para os anos de 1996 e 1997. Neste período, o peso da
indústria na economia caiu (havendo até uma diminuição de 20% dos empregos industriais),
justificado pelo outsourcing: a indústria deixou de desempenhar algumas funções de natureza
terciária, passando a recorrer ao mercado (ou seja, a empresas de serviços).
A Figura 4.5. ilustra a intensidade energética, em energia primária, da economia em Portugal e
nos principais países concorrentes. A intensidade energética é a razão do consumo de energia
pelo PIB e é um indicador da eficiência de um país.
Fonte: (EuroStat, 2014)
Figura 4.5- Intensidade energética em energia primária da economia
Por observação da Figura 4.5 verifica-se que, em Portugal, a intensidade energética aumentou
até 2005 e que depois tem vindo a diminuir (excepto de 2008 para 2009). Por observação da
Figura 4.5 verifica-se também que há uma tendência generalizada de diminuição da
intensidade energética nos restantes países em todo o período. A intensidade energética em
Portugal é sempre superior à dos países aqui apresentados.
A Figura 4.6 ilustra a evolução da intensidade energética por sector em Portugal.
Por observação da Figura 4.6 verifica-se que a intensidade energética na indústria aumentou
até 2006, teve uma descida moderada até 2009 e depois voltou a crescer. A intensidade
energética do sector dos transportes e das famílias tem descido ao longo do período. A
intensidade energética dos serviços aumentou até 2004, desceu até 2006 e depois manteve-se
praticamente constante.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Inte
nsi
dad
e E
ne
rgé
tica
(te
p/M
€)
Anos
Portugal
EU 28
Espanha
França
Alemanha
UK
52
Fonte: (DGEG, 2011a)
Figura 4.6-Evolução da intensidade energética por sector em Portugal
A Figura 4.7 ilustra a divisão do consumo de energia por sector em 2013.
Fonte: (DGEG, 2014)
Figura 4.7- Divisão do consumo de energia por sector em 2013
Por observação da Figura 4.7 verifica-se que, em 2014, o maior consumo de energia é no
sector dos transportes e o menor consumo de energia é nos serviços. O consumo de energia
nas famílias e na indústria é semelhante. Esta divisão do consumo de energia tem sido
semelhante em anos anteriores a 2014.
28%
25%13%
34%
Doméstico
Indústria
Serviços
Transportes
53
Apenas parte desta energia é electricidade. A Figura 4.8 ilustra o consumo total de energia final
por tipo de fonte.
Fonte: (DGEG, 2014)
Figura 4.8- Consumo total de energia final por tipo de fonte
Por observação da Figura 4.8 verifica-se que o maior consumo de energia é de petróleo e seus
derivados. O consumo petróleo e seus derivados cresceram significativamente até 2000,
manteve-se praticamente constante até 2005 e a partir dessa data diminuiu significativamente.
O gás natural foi introduzido em 1998, teve um crescimento até 2004 e depois manteve-se
praticamente constante. As renováveis mantiveram-se praticamente constantes até 2009 e
tiveram uma diminuição a partir dessa data. O consumo de electricidade, que é a segunda
maior fonte de energia final do consumo total, era cerca de 25% do consumo de petróleo e
derivados em 1995 e em 2012 era menos de metade.
A Figura 4.9 ilustra a evolução do consumo de electricidade em Portugal.
Por observação da Figura 4.9 verifica-se que o consumo de electricidade teve um crescimento
com taxa quase constante até 2009. A partir de 2009 houve uma diminuição de consumo,
tendo sido invertido a partir de 2012. O Anexo Anexo 7 descreve a evolução do sector eléctrico
em Portugal.
0
2
4
6
8
10
12
Co
nsu
mo
To
tal d
e E
ne
rgia
Fin
al (
Mte
p)
Anos
Petróleo e derivados
Gás natural
Eletricidade
Calor
Renováveis
Outros(1)
(1) Inclui Carvão e Residuos Industriais
54
Fonte: (REN, 2014)
Figura 4.9- Evolução do consumo de electricidade em Portugal
A Figura 4.10 ilustra a evolução do consumo de electricidade em Portugal por sector de
actividade.
Fonte: (DGEG, 2014)
Figura 4.10- Evolução do consumo de electricidade em Portugal por sector de actividade
Por observação da Figura 4.10 verifica-se que há um crescimento em todos os sectores até
2006. A partir de 2006 e até 2009 há uma alteração na estrutura dos consumos de
electricidade, diminuindo no sector Industrial (devido a investimentos em eficiência energética)
e aumentando nos sectores dos serviços e doméstico. A partir de 2009 verifica-se um
0
10
20
30
40
50
60C
on
sum
o d
e e
lect
rici
dad
e (
TWh
)
Anos
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Co
nsu
mo
to
tal d
e el
ectr
icid
ade
po
r se
cto
r d
e ac
tivi
dad
e (T
Wh
)
Anos
Doméstico
Serviços
Indústria
Outros
55
decrescimento generalizado (causado pela crise económica de 2008 e pelo abrandamento da
economia nacional), com tendência de inversão a partir de 2012.
A Figura 4.11 ilustra a intensidade energética em electricidade da economia em Portugal.
Fonte: (DGEG, 2014)
Figura 4.11- Intensidade energética em electricidade da economia em Portugal
A intensidade energética em electricidade é a razão do consumo de electricidade pelo PIB.
Em Portugal, a produção de electricidade é efectuada com o recurso a diversas tecnologias
que utilizam diferentes fontes de energia primária. A Figura 4.12 ilustra a satisfação do
consumo de electricidade em Portugal, apresentando a quota das energias primárias na
produção de electricidade.
Fonte: (REN, 2014)
Figura 4.12- Satisfação do consumo de electricidade em Portugal
0
50
100
150
200
250
300
350
Inte
nsi
dad
e e
ne
rgé
tica
em
El
ect
rici
dad
e (
MW
h/M
€)
Anos
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Sati
sfaç
ão d
o C
on
sum
o d
e e
lect
rici
dad
e (
TWh
)
Anos
Gás Natural
Carvão
Hídrica
Solar
Eólica
56
Por observação da Figura 4.12 verifica-se que uma percentagem bastante elevada da
electricidade produzida em Portugal que era de origem térmica tem vindo a ser substituída por
energias renováveis. Em Portugal não há produção com recurso à energia nuclear. O gás
natural foi introduzido em 1998, tendo ocupado parte da quota da tecnologia a carvão. A
energia solar para produção de electricidade em Portugal tem baixa quota de produção e está
essencialmente centralizada na central da Amareleja. Por observação da Figura 4.12 verifica-
se também que a energia hídrica era a segunda maior fonte de energia primária, mas tem
vindo a diminuir significativamente a sua produção, embora continua a ter uma quota
significativa das energias primárias. Esta forma de energia primária tem a vantagem
tecnológica de entrar em serviço rapidamente, mas apresenta a desvantagem ambiental de
alteração do habitat e da ocupação do solo.
A Figura 4.13 ilustra o índice de produtibilidade hidroeléctrica. O índice de produtibilidade
hidroeléctrica é um indicador que permite quantificar o desvio do valor total de energia
produzida por via hídrica num determinado período, em relação à que se produziria se
ocorresse um regime hidrológico médio.
Fonte: (REN, 2014)
Figura 4.13- Evolução do índice de produtibilidade hidroeléctrica em Portugal
Por observação da Figura 4.13 verifica-se que a energia hídrica é volátil, apresentando um
intervalo de incerteza de 40%.
As centrais hídricas com albufeira têm vindo a ser utilizadas para armazenamento de energia,
especialmente de energia eólica durante as horas de vazio, recorrendo-se à bombagem. A
Figura 4.14 ilustra o índice de produtibilidade eólica. O índice de produtibilidade eólica é um
indicador que permite quantificar o desvio do valor total de energia produzida por via eólica
num determinado período, em relação à que se produziria se ocorresse um regime eólico
médio.
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
1,2
1,3
1,4
Índ
ice
de
Pro
du
tib
ilid
ade
hid
roe
létr
ica
57
Fonte: (REN, 2014)
Figura 4.14- Evolução do índice de produtibilidade eólica em Portugal
Por observação da Figura 4.14 verifica-se que a energia eólica é pouco volátil apresentando
um intervalo de incerteza de 10%.
Em Portugal, a produção de electricidade é complementada com importação de electricidade
através das interligações com Espanha. A Figura 4.15 ilustra o saldo importador total por ano.
Fonte: (REN, 2014)
Figura 4.15- Saldo importador de electricidade em Portugal (GWh)
A Figura 4.16 ilustra o saldo importador percentual por ano.
0,9
0,95
1
1,05
1,1Ín
dic
e d
e P
rod
uti
bili
dad
e e
ólic
a
-2
0
2
4
6
8
10
12
Sald
o Im
po
rtad
or
(GW
h)
Anos
58
Fonte: (REN, 2014)
Figura 4.16- Saldo importador de electricidade em Portugal (%)
A entrega de electricidade ao consumidor final é efectuada pela actividade de comercialização.
A comercialização é uma actividade livre, em que os consumidores escolhem e trocam de
comercializador de electricidade sem qualquer tipo de encargo adicional. Em Portugal, em
2013, os principais comercializadores de electricidade eram a EDP Serviço Universal, Iberdrola
e GALP.
A Figura 4.17 ilustra a quota de energia primária na comercialização de electricidade pela EDP
Serviço Universal em Portugal em 2013.
Fonte: (EDP, 2014b)
Figura 4.17- Quota de energia primária na comercialização de electricidade pela EDPSU em Portugal em 2013
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
25%Sa
ldo
imp
ort
ado
r (%
)
59
A Figura 4.18 ilustra a quota de energia primária na comercialização de electricidade pela
Endesa em Portugal em 2013.
Fonte: (Endesa, 2014)
Figura 4.18- Quota de energia primária na comercialização de electricidade pela Endesa em Portugal em 2013
A Figura 4.19 ilustra a quota de energia primária na comercialização de electricidade pela
GALP em Portugal em 2013. Atualmente, a Galp Energia adquire toda a electricidade que
comercializa ao OMIE (Operador do Mercado Ibérico de Electricidade). Desta forma, a quota de
energias primárias associado à electricidade comercializada pela Galp Energia depende da
energia transaccionada em mercado.
Fonte: (GALP, 2014)
Figura 4.19- Quota de energia primária na comercialização de electricidade pela GALP em Portugal em 2013
Por observação da Figura 4.17, da Figura 4.18 e da Figura 4.19 verifica-se que existe produção
de electricidade por energia nuclear, apesar de Portugal não ter nenhuma central com esta
tecnologia. A quota de energia nuclear existente em Portugal é energia importada de Espanha
60
pelos comercializadores. Verifica-se também que a cogeração se situa entre os 2 e os 4% e
que existe uma quota de energia proveniente da queima de resíduos sólidos urbanos (RSU). A
energia dominante na EDPSU é a eólica, mas na Endesa e na GALP é o carvão.
Fonte: (REN, 2014)
Figura 4.20- Evolução da potência eléctrica instalada em Portugal
A Figura 4.20 ilustra a evolução da potência eléctrica instalada. Por observação da Figura 4.20
verifica-se que a potência instalada hídrica se manteve praticamente constante até 2012 e
depois teve um acréscimo. Em 2012 entrou em serviço a nova central de Alqueva II, reversível,
com 254 MW. Contudo, verificaram-se condições hidrológicas extremamente desfavoráveis ao
longo de todo o ano, com um índice de hidraulicidade de apenas 0,48 conforme se observa na
Figura 4.13.
4.4 Potencial de investimento em eficiência energética no consumo
Saber como os consumidores usam a energia é fundamental para a implementação de
medidas de poupança de energia. Em Portugal, em 2010, havia mais de 5 milhões de
consumidores domésticos de electricidade com o consumo, dividido pela utilização, conforme
ilustrado na Figura 4.21. Nestes dados é assumido que cada habitação tem um elevador com
um consumo médio de 250kWh/ano.
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Po
tên
cia
Inst
alad
a (
GW
)
Anos
PRE
Térmica
Hidráulica
61
Adaptado (ADENE, 2010a)
Figura 4.21- Consumo de electricidade agregado por utilização nas famílias
Por observação da Figura 4.21 verifica-se que a maior quota de consumo doméstico pertence à
conservação e confecção de alimentos. Estes equipamentos estão identificados como tendo
períodos de retorno do investimento curtos (Grilo, 2012; Quercus, 2010). A agreagação do
consumo em climatização, aquecimento de águas, iluminação, audiovisuais e informática têm
uma quota semelhante. As melhorias de projecto (medidas solares passivas, orientação
cardeal, etc.), construção (materiais e sua aplicação) e isolamento (paredes, portas e janelas)
podem reduzir as necessidades de climatização sem prejuízo do nível de conforto. O
aquecimento de águas divide-se em aquecimentos sanitários e aquecimentos para máquinas
de lavar. A utilização de máquinas bitérmicas (i.e., com entrada separada de água quente e
fria) pode reduzir o período de retorno de investimento em sistemas solares térmicos. Os
investimentos em substituição de iluminação são usualmente de baixo investimento e de curto
período de retorno do investimento. Os consumos do grupo audiovisuais e informática tem
potenciais de poupança limitados, embora o utilizador tenha um papel muito activo para
evitarem o desperdício (como por exemplo na utilização de réguas de tomadas com interruptor
ou desligando os aparelhos que não estão a ser utilizados).
A Figura 4.23 ilustra o consumo de electricidade por actividade na indústria.
18,00%
36,50%
6,50%
11,00%
12,00%
13,50%
2,50%
Climatização
Alimentação(1)
Força motriz
Audiovisuais e informática
Iluminação
Aquecimento de água
Outros
(1) Conservação e confecção
62
Fonte: (DGEG, 2010)
Figura 4.22- Consumo de electricidade por actividade na indústria
Por observação da Figura 4.22 verifica-se que cerca de metade da indústria é fortemente
consumidora de energia e a outra metade é moderadamente ou ligeiramente consumidora de
energia.
A Figura 4.23 ilustra o consumo de electricidade por actividade no sector dos serviços.
Fonte: (DGEG, 2010)
Figura 4.23- Consumo de electricidade por actividade no sector dos serviços
Por observação da Figura 4.23 verifica-se que os maiores consumos pertencem ao grupo dos
bancos e seguros e outros serviços e ao grupo do comércio por grosso e retalho e restauração
e similares. A hotelaria e a iluminação pública apresentam consumos semelhantes.
Deste consumo de electricidade nos diversos sectores há uma parte de energia útil (que
produz trabalho, satisfaz as necessidades ou cria conforto) e outra parte de energia
63
desperdiçada. Os potenciais de poupança de energia para Portugal para 2010 estão ilustrados
do Quadro 4.1 até ao Quadro 4.4. Em 2010, existiam 14.796 escolas e 4871 IPSS.
Quadro 4.1- Potenciais de poupança de energia média anual por habitação nas famílias (primeira habitação) em Portugal para 2010
Potenciais de eficiência
energética/habitação Investimento (k€)
(GJ/ano) (k€/ ano) (%)
Standby e Offmode 0,7 0,1 3% 0,0
Substituição de equipamentos 6,3 0,5 23% 1,6
Melhorias na construção 2,8 0,5 10% 13,4
Fonte: (Grilo 2012)
Quadro 4.2- Potenciais de poupança anual de energia em IPSS em Portugal para 2010
Standby e Offmode
Iluminação
Máquinas
de lavar Frio Cozinha
Água
Quente
Sanitária Outros Total Unidades Entretenimento Informática Outros
(GWh) 21,90 83,13 0,05 895,72 52,74 50,36 43,81 11,75 17,74 1177,14
Fonte: (Quercus, 2010)
Quadro 4.3- Potenciais de poupança anual de energia em escolas em Portugal para 2010
Standby e Offmode
Iluminação Total Unidades Entretenimento Informática Outros
(GWh) 3,98 77,56 0,87 136,14 218,55
Fonte: (Quercus, 2010)
Quadro 4.4- Potenciais de poupança de energia na Indústria em Portugal para 2010
Retorno do investimento (anos)
Eficiência
energética (%) Investimento (M€)
<=3 19 287
>3 6 5278
Fonte: (Brazão 2012)
É assumido que estes valores de potenciais de poupança são o potencial de redução do
consumo identificado. De ano para ano, há um novo potencial de redução do consumo
identificado devido a alguns dos desenvolvimentos tecnológicos em estudo passarem a estar
disponíveis no ano seguinte. A este valor é somada o potencial de poupança sobrante dos
64
anos anteriores. É assumido que o potencial de redução do consumo identificado para cada
sector está dividido de acordo com o Quadro 4.5.
Quadro 4.5- Equipamentos principais para o potencial de redução do consumo identificado para cada sector
Sector Período de retorno do investimento Foco do investimento
Doméstico Curto Electrodomésticos e iluminação
Médio/ Longo Aspectos construtivos e climatização
Indústria Curto Electrónica aplicada
Médio/ Longo Máquinas eléctricas
Serviços Curto Iluminação e climatização
Médio/ Longo Equipamento eléctrico de escritório e elevadores
O Quadro 4.6 apresenta as medidas plano nacional de acção para a eficiência energética
(PNAEE) para as famílias e serviços relevantes para a presente tese.
Na indústria a utilização de variadores electrónicos de velocidade (VEV) tem proporcionado
substanciais economias de electricidade, excepto nos casos em que os motores funcionem em
regime bastante próximo do nominal e a uma carga praticamente constante de 50% do
consumo total de electricidade dos motores. Em muitas situações, a eficiência energética
podem equivaler a mais de 50% do consumo total de electricidade dos motores (ADENE,
2010b). O Quadro 4.7 apresenta um exemplo dos resultados da aplicação de VEV na indústria.
A aplicação de VEV (com amplas gamas de velocidade, binário e potência) apresenta ainda
outras importantes vantagens para além da poupança de energia:
- Os arranques progressivos suaves, que os VEV permitem efectuar, reduzem as
pontas de potência/limitação dos picos de corrente;
- A redução de choques mecânicos dminui o desgate e a fadiga, logo exige menor
manutenção e aumenta o tempo de vida útil do motor;
- A melhoria do factor de potência, reduzindo o custo da tarifa na parcela da energia
reactiva da factura energética.
65
Quadro 4.6- Medidas do PNAEE para as famílias e serviços
(ADENE, 2010b)
Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética
Designação da medida Código da medida Descrição Indicadores Actual 2010 2015
Substituição do parque de equipamentos ineficientes
R&S4M1 Aquisição de equipamentos de frio, frigoríficos e congeladores de classes A++ e A+
% do parque eficiente (classes A, A+ e A++)
Frigoríficos 8% 18% 37%
Congeladores 1% 7% 25%
R&S4M2 Aquisição de equipamentos de tratamento de roupa de classes A
% do parque eficiente (classe A) 1% 10% 25%
R&S4M3 Troca de lâmpadas. Phase-out de lâmpadas incandescentes
% de CFL no parque de iluminação 15% 39% 61%
Desencentivo à aquisição de equipamentos ineficientes
R&S4M4
Taxa sobre equipamentos ineficientes. Restrição na comercialização de equipamentos de classes mais baixas. Informação sobre custo total do ciclo de vida
% de vendas de equipamentos eficientes (classes A, A+ e A++) 50% 75% 90%
Medidas de remodelação
R&S4M5 Janela eficiente. Renovação de superfícies envidraçadas
nº total de fogos (milhares) 60 160 nº de m2 instalados (milhares) 600 1600
R&S4M6 Isolamento eficiente. Instalação de materiais isolantes
nº total de fogos (milhares) 30 80 nº de m2 instalados (milhares) 1500 4000
R&S4M7
Calor verde. Instalação de recuparadores de calor alimentados a biomassa ou bombas de calor (cop >=4)
nº total de fogos (milhares) 7,5 20
Renovação de equipamento de escritório
R&S4M8 Amortizações aceleradas de equipamentos eficientes (classes A e A+)
nº substituições (milhares) 200 1500
66
Quadro 4.7- Exemplo de resultados da aplicação de VEV na indústria
(ADENE, 2010b)
Actividade da empresa participante Tipo de sistema
Potência kW Redução de consumo (%)
Energia anual poupada (kWh)
Motor1 Motor2 Motor1 Motor2 Motor1 Motor2 Fabricação de veículos automóveis Ventilação 30 30 25 36 68153 31845 Fabricação de adubos químicos ou minerais e de compostos azotados Ventilação 55 55 48 52 2E+05 2E+05 Preparação e conservação de frutos e de produtos hortícolas Bombagem 22 22 54 30 7434 58063 Fabricação de telhas Ventilação 22 22 26 26 20632 20642 Fabricação de adubos químicos ou minerais Bombagem 55 55 65 90 78510 3E+05 Fabricação de margarinas e de gorduras alimentares similares Bombagem 30 30 43 42 52540 45072 Moagem de cereais Ventilação 18.5 22 29 26 31198 34512 Fabricação de fibras sintéticas ou artificiais Bombagem 37 65 31 70 92959 2E+05 Fabricação de produtos de arame Ventilação 30 30 26 27 23159 27442 Fabricação de artigos cerâmicos para usos sanitários Ventilação 22 22 56 57 55182 54536 Fabricação de artigos cerâmicos para usos sanitários Ventilação 30 22 60 64 54625 1E+05 Fabricação de artigos cerâmicos para usos sanitários Ventilação 30 - 61 - 1E+05 - Transformação do aço Ventilação 30 - 44 - 22641 - Fabricação de máquinas e de equipamentos para uso geral Ventilação 30 55 25 31 15083 32385 Fabricação de mobiliário de madeira para outros fins Ventilação 45 55 25 25 38457 68440 Fabricação de mobiliário de madeira para outros fins Ventilação 55 - 25 - 54826 - Captação e tratamento de água Bombagem 110 110 25 25 3E+05 2E+05 Fabricação de ladrilhos, mosaicos e placas de cerâmica Ventilação 18.5 22 49 25 42961 17200 Fabricação de tijolos Ventilação 22 30 30 69 38012 1E+05 Fabricação de ladrilhos, mosaicos e placas de cerâmica Ventilação 45 55 73 61 97250 2E+05 Fabricação de cerveja Bombagem 55 55 30 30 65128 44002 Acabamento de têxteis Bombagem 18.5 18.5 43 57 52414 56595 Acabamento de fios, tecidos e artigos têxteis Bombagem 55 55 22 34 29931 62248 Extracção e preparação de outros minérios metálicos não ferrosos
Bombagem Ventilação 75 55 27 28 2E+05 1E+05
Fabricação de outros produtos químicos inorgânicos de base Bombagem 37 30 71 80 2E+05 87201 Fabricação de cimento Bombagem 55 90 29 63 94832 4E+05 Siderurgia e fabricação de ferro -ligas Ventilação 22 - 25 - 19250 - Fabricação de cimento Bombagem 110 132 27 25 93714 2E+05 Captação e tratamento de água Bombagem 160 - 25 - 1E+05 - Fabricação de papel e de cartão canelados Ventilação 22 37 57 42 39568 49154 Fabricação de artigos de uso doméstico de faiança, porcelana e grés fino Bombagem 18.5 18.5 30 30 20000 20000 Fabricação de artigos de uso doméstico de faiança, porcelana e grés fino Bombagem 18.5 - 30 - 20000 - Captação e tratamento de água Bombagem 45 45 25 25 52549 89324
67
4.5 Autoconsumo de electricidade
A mais recente legislação relativo ao autoconsumo e produção distribuída é o Decreto-Lei nº
153/2014, que se aplica:
- À produção de electricidade para autoconsumo, enquanto actividade de produção
destinada à satisfação de necessidades próprias de abastecimento de energia elétrica
do produtor, sem prejuízo da venda do excedente de energia produzida à Rede
Eléctrica de Serviço Público (RESP);
- À produção de electricidade, com base numa só tecnologia e recorrendo a recursos
renováveis, cuja potência de ligação à rede seja igual ou inferior a 250 kW, destinada à
venda da energia produzida nas respetivas unidades à RESP.
A actividade de autoconsumo de energia elétrica teve uma alteração significativa de estratégia
política com a publicação do Decreto -Lei n.º 34/2011, que estabelece o regime jurídico
aplicável à produção de electricidade a partir de recursos renováveis por intermédio de
unidades de miniprodução, e pelo Decreto--Lei n.º 363/2007, que estabelece o regime jurídico
aplicável à produção de electricidade por intermédio de unidades de microprodução. Até então
vigorava o Decreto-Lei n.º 68/2002, que regulava a actividade de produção de energia elétrica
em baixa tensão destinada predominantemente a consumo próprio, sem prejuízo da
possibilidade de entrega da produção excedente a terceiros ou à rede pública. O Decreto -Lei
n.º 34/2011 permitiu a existência de ligação à rede pública de distribuição de energia elétrica,
na tripla perspetiva de autoconsumo, de fornecimento a terceiros e de entrega de excedentes à
rede. O regime da produção em autoconsumo não teve, no entanto, a aceitação esperada,
tendo sido justificado pela imaturidade da tecnologia que desincentivava a realização de
investimentos avultados que tivessem como única contrapartida o custo evitado com a
aquisição da energia elétrica à rede (MAOTE, 2014). Assim, a estratégia do Governo, com o
Decreto -Lei n.º 25/2013, foi a atribuição de uma remuneração bonificada da totalidade da
energia produzida, que permitisse aos promotores a recuperação dos montantes investidos. De
igual modo para a microprodução, o Decreto--Lei n.º 363/2007 foi alterado pela Lei n.º 67 -
A/2007, pelo Decreto -Lei n.º 118-A/2010 e pelo Decreto -Lei n.º 25/2013. Contudo, o Governo
considera que a evolução tecnológica permite hoje em dia desenvolver projetos com recurso a
menor investimento (MAOTE, 2014), o que tem justificado a adequação da respetiva
remuneração da energia proveniente destas unidades de miniprodução.
O regime da pequena produção permite ao produtor vender a totalidade da energia elétrica à
RESP com tarifa atribuída com base num modelo de licitação, no âmbito do qual os
concorrentes oferecem descontos à tarifa de referência, eliminando -se o regime remuneratório
geral previsto nos anteriores regimes jurídicos de miniprodução e de microprodução. Quando
não enquadrada no regime remuneratório aplicável à pequena produção, a unidade de
produção deverá ser objeto de controlo prévio e atribuição de remuneração nos termos do
regime jurídico da produção de electricidade em regime especial (PRE). Por seu turno, a
energia elétrica produzida em autoconsumo destina -se predominantemente a consumo na
68
instalação associada à unidade de produção, com possibilidade de ligação à RESP para
venda, a preço de mercado, da electricidade não autoconsumida.
A remuneração da energia proveniente das (unidades de produção para o
autoconsumo) é calculada de acordo com a seguinte expressão:
, ,0,9
UPAC m fornecida m mR E OMIE=
Sendo:
a) ,UPAC m
R — A remuneração da electricidade fornecida à RESP no mês m;
b) ,fornecida m
E — A energia fornecida no mês m;
c) mOMIE — O valor resultante da média aritmética simples dos preços de fecho do
Operador do Mercado Ibérico de Energia (OMIE) para Portugal (mercado diário),
relativos ao mês m;
d) m — O mês a que se refere a contagem da electricidade fornecida à RESP.
A compensação devida pelas unidades de produção paro autoconsumo para as UPAC com
potência instalada superior a 1,5 kW e cuja instalação elétrica de utilização se encontre ligada
à RESP, estão sujeitas ao pagamento de uma compensação mensal fixa, nos primeiros 10
anos após obtenção do certificado de exploração, calculada com base na seguinte expressão:
, , ,UPAC m UPAC m CIEG t t
C P V k=
Em que:
- ,UPAC m
C é a compensação paga no mês m por cada kW de potência instalada, que
permita recuperar uma parcela dos custos decorrentes de medidas de política
energética, de sustentabilidade ou de interesse económico geral (CIEG) na tarifa de
UGS, relativa ao regime de produção de electricidade em autoconsumo;
- ,UPAC m
P é o valor da potência instalada da UPAC, constante no respetivo certificado
de exploração;
- ,CIEG t
V é o valor que permite recuperar os CIEG da respetiva UPAC apurado no ano t;
- tk é o coeficiente de ponderação, entre 0 % e 50 %, a aplicar ao ,VCIEG t tendo em
consideração a representatividade da potência total registada das UPAC no Sistema
Elétrico Nacional, no ano t;
- t é o ano de emissão do certificado de exploração da respetiva UPAC.
O Anexo A.8.2 descreve a evolução da legislação aplicável à autoconsumo de electricidade.
UPAC
69
4.6 Custos de produção e entrega de electricidade
Os custos fixos por tecnologia estão apresentados no Quadro 4.8 e no Quadro 4.9. Algumas
tecnologias, nomeadamente a energia solar fotovoltaica, são usados em centrais de grande
escala e em autoconsumo de pequena dimensão. Os dados aqui apresentados aplicam-se
apenas ao caso das centrais de grande escala.
Quadro 4.8- Custo de Capital (Overnight) para diferentes tecnologias
Capacidade da
central (MW)
Custo Unitário (EIA, 2012) Total
(k€)
Ciclo de
Vida (Anos)
Total/ano
(€/Ano) ($/kW) (€/kW)
Eólica onshore 3912 2438 2032 7948 20 397394
Eólica offshore 0 5975 4979 0 20 0
Grande
fotovoltaico 4,6 4755 3963 18 20 911
Hídrica 4917 3076 2563 12604 50 252078
Carvão 1776 3167 2639 4687 30 156239
Gás Natural 3878 978 815 3161 30 105352
Biomassa 0 7894 6578 0 20 0
Geotérmica 0 5578 4648 0 30 0
Fonte: (EIA, 2012)
Quadro 4.9- Custo Fixo de O&M para diferentes tecnologias
Capacidade da
central (MW)
Custo Fixo O&M (EIA, 2012) Total
(Anos)
Ciclo de Vida
(€/Ano)
Total/ano
(€/Ano) ($/kW) (€)
Eólica onshore 3912 28,07 23 91508 20 4575
Grande
fotovoltaico 4,6 16,70 14 64 20 3
Hídrica 4917 13,44 11 55070 50 1101
Carvão 1776 35,97 30 53236 30 1775
Gás Natural 3878 14,39 12 46504 30 1550
Biomassa 0 338,79 282 0 20 0
Geotérmica 0 84,27 70 0 30 0
Fonte: (EIA, 2012)
O custo variável de produção em função da quantidade de electricidade produzida, em €/MWh,
das diferentes tecnologias (Domingues, 2005, 2008; Santana, 2006) é:
( ) 0QP Solar = [€/MWh]
( ) 0QP Eólica = [€/MWh]
2( ) 0,014 12,787 64,330Q Carvão CarvãoP Carvão Q Q= + + [€/MWh]
2( ) 0,042 38,103 191,630
Q GásNatural GásNaturalP GásNatural Q Q= + + [€/MWh]
( ) 2,5Q HydroP Hydro Q= [€/MWh]
70
O custo variável de produção em função do preço unitário do combustível, em €/MWh, da
tecnologia a carvão e a gás natural (Domingues, 2005, 2008; Santana, 2006) é
11*( )
23,80Carvão
C
PP Carvão = [€/MWh]
11,7*( )
37,88GásNatural
C
PP GásNatural = [€/MWh]
Para as restantes tecnologias, o custo variável de produção em função do preço unitário do
combustível é nulo.
O custo variável de produção de O&M (EIA, 2012) está apresentado no Quadro 4.10.
Quadro 4.10- Custo variável de O&M para diferentes tecnologias
Custo O&M Variável Custo O&M Variável
($/MWh) (€/MWh)
Eólica onshore 0 0
Eólica offshore 0 0
Pequeno fotovoltaico 0 0
Grande fotovoltaico 0 0
Hídrica 0 0
Carvão 4,25 3,54
Gás Natural 3,43 2,86
Biomassa 16,64 13,87
Geotérmica 9,64 8,03
Fonte: (EIA, 2012)
Além dos custos de produção, tem de se ter em conta os custos das redes de transporte e
distribuição. No ano 2010, os investimentos em rede foram 293,9 M€ (REN, 2014).
Acrescem a estes custos os custos decorrentes da pressão ambiental.
Para as centrais termoeléctricas, considera-se os dois primeiros gases de efeito estufa (CO2 e
CH4), porque os outros são relativamente irrelevantes.
Para o gás natural, as emissões de CH4 a partir de um gasoduto transfronteiriço são assumidas
como estando fora do total de emissões nacionais de GEE, de acordo com (IPCC, 2006).
As grandes barragens hidroeléctricas são apresentadas como tendo diversas externalidades
sociais, económicas e ambientais. Algumas externalidades são positivas (essencialmente
associadas à exploração, como a regulação dos caudais dos rios, armazenamento de água
para garantir o fornecimento adequado em períodos de seca, controlo de inundações, irrigação
das terras agrícolas, navegação e produção de electricidade) e outras externalidades são
negativas (essencialmente associadas à construção, como a perda de biodiversidade,
71
património arqueológico, deslocamento de pessoas, a perda de solo arável, alteração do fluxo
dos rios e degradação da qualidade da água) (GEOTA, 2013; ICOLD, 2014). Na construção da
barragem, gases de efeito estufa são produzidos por combustíveis fósseis e materiais de
construção, limpeza de terrenos, linhas de transmissão e estradas de acesso, por
exemplo.(IPCC, 2006). Durante a operação das centrais hidroeléctricas, os GEE principais são
o CH4, CO2 e N2O (pelo apodrecimento da vegetação, ou eutrofização) e ocupação do solo
(inundados pelas albufeiras). Não existem ferramentas e métodos universais aplicáveis para a
estimativa das emissões de GEE em termos de operação de uma central hidroeléctrica,
embora seja cada vez mais aceitável que os impactes de hidroeléctricas sobre o ambiente são
irreversíveis.
As taxas definidas pela Directiva da União Europeia 2003/96/EC são
- Emissões CO2: 20 Euros/ton
- Conteúdo energético: 34,48 Euros/kWh
Para as emissões de energia eólica, foi assumido que a emissão pela instalação e produção
dividida ao longo de 20 anos de ciclo de vida das torres são totalmente compensados pelas
emissões evitadas em operação. Para as emissões de energia solar, é considerado que a
emissão pela instalação e produção dividida ao longo de 20 anos de ciclo de vida dos painéis
são totalmente compensados pelas emissões evitadas em operação. Para as emissões de
hidroeléctricas em operação é assumido como sendo 1075 kg (CO2e) / MW (Demarty, 2011).
Foi assumido que as emissões de construção são nulas, porque, com a exceção de Alqueva,
só são consideradas as barragens já implementadas com mais de 20 anos. Para as novas
centrais em construção ou a serem construídas, os respectivos índices de emissão devem ser
considerados.
Os factores de emissão CO2e por unidade de produção de electricidade por tecnologia a carvão
são:
2( ) 1,14tCO
F CarvãoMWh
=
Fonte: (CEEGA, 2000)
O factor de 79,35% na equação carvão representa o carvão queimado em Portugal: 8,9% de
humidade, 11% de cinzas e 0,75% de enxofre (EDP, 2014a).
Os factores de emissão de CO2e por unidade de produção de electricidade por tecnologia a gás
natural são:
2( ) 0,2tCO
F Gás naturalMWh
=
Fonte: (CEEGA, 2000)
72
A Figura 4.24 ilustra a evolução das emissões totais de GEE em Portugal.
Fonte: (DGEG, 2011b)
Figura 4.24- Evolução das emissões totais de GEE em Portugal
Os factores de emissão para cada poluente, por unidade de electricidade produzida, em
Portugal para o ano de 2010 estão ilustradas no Quadro 4.11.
Quadro 4.11- Factores de emissão para cada poluente, por unidade de electricidade produzida, em Portugal em 2010
Factor de emissão 2010
CO2 (g/kWh) 226,74
CH4 (g/kWh) 1,08
N2O (g/kWh) 0,66
Fonte: (DGEG, 2011b)
50
55
60
65
70
75
80
85
90G
EE(M
t)
Anos
73
4.7 Tarifas e preços
A Figura 4.25 e a Figura 4.26 apresentam a evolução verificada nas tarifas de venda a clientes
finais do CUR desde 1990 até 2014, respectivamente a preços correntes e a preços constantes
de 2013. Os preços médios apresentados foram calculados com base na estrutura global de
fornecimentos de 2014, de forma a eliminar o efeito de alteração da estrutura de consumos e
analisar apenas as variações tarifárias em termos médios.
Para a Alta Tensão (AT), o preço médio apresentado inclui, até 2001, o desconto praticado na
factura. O preço apresentado inclui também o efeito da aplicação dos ajustamentos trimestrais
entre 2002 e 2005.
Os preços médios em 2006 consideram a aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais
excecionais, revistas em Julho de 2006 de modo a dar cumprimento ao Decreto-Lei n.º 90/2006
que estabeleceu novas regras para a repercussão dos sobrecustos com a produção em regime
especial de origem renovável.
Os preços médios em 2007 consideram a aplicação das tarifas de Venda a Clientes Finais
ponderadas das tarifas fixadas em dezembro de 2006 para vigorar a partir de Janeiro de 2007
e das tarifas extraordinárias, aprovadas para vigorarem entre Setembro e Dezembro de 2007
motivadas pela cessação dos CAE e o início da aplicação dos CMEC.
Em 2012 os preços médios apresentados para Média Tensão (MT) e Baixa Tensão Especial
(BTE) são os das tarifas transitórias. Os preços médios apresentados para Baixa Tensão
Normal (BTN) em 2012 têm também uma parcela de tarifas transitórias (consumos em BTN
para potências contratadas superiores a 6,9 kVA).
Em 2013 e 2014 todos os preços apresentados correspondem a tarifas transitórias.
Fonte: (ERSE, 2014a)
Figura 4.25- Evolução das tarifas de venda a clientes finais do CUR (preços correntes)
Por observação da Figura 4.26 verifica-se que o preço médio global registou uma redução
média anual de 0,8% desde 1990 até 2014. Em 2014, o preço médio global é cerca de 82% do
74
verificado em 1990. Por observação da Figura 4.26 verifica-se também que em MT, BTE e
BTN, os preços médios em 2014 são cerca de 69%, 77% e 83% dos respetivos preços médios
verificados em 1990.
Fonte: (ERSE, 2014a)
Figura 4.26- Evolução das tarifas de venda a clientes finais do CUR (preços constantes 2013)
A Figura 4.27 ilustra a evolução do preço global médio de venda de electricidade ao
consumidor doméstico em diversos países. A Figura 4.28 ilustra a evolução do preço global
médio de venda de electricidade ao consumidor Industrial em diversos países. Em ambas as
figuras, os valores de 2003 a 2007 são para a União Europeia a 27 Estados-Membros e a partir
de 2008 são a União Europeia a 28 Estados-Membros.
Fonte: (EuroStat, 2014)
Figura 4.27- Evolução dos preços médios ao consumidor doméstico em diversos países (sem impostos)
0,00
0,02
0,04
0,06
0,08
0,10
0,12
0,14
0,16
0,18
0,20
Pre
ços
mé
dio
s ao
co
nsu
mid
or
do
mé
stic
o
(€/k
Wh
)
Anos
EU
Portugal
Espanha
França
Alemanha
Reino Unido
75
Por observação da Figura 4.27 verifica-se que os preços da electricidade nas famílias são
inferiores em Portugal desde 2010, excepto quando comparados com França. Contudo, para o
período anterior a 2008 os preços da electricidade nas famílias eram o segundo mais elevado.
Verifica-se que os preços da electricidade nas famílias em França tiveram um ligeiro aumento
ao longo do período e os preços da electricidade nas famílias em Espanha tiveram um
aumento significativo ao longo do período.
Fonte: (EuroStat, 2014)
Figura 4.28- Evolução dos preços médios ao consumidor Industrial em diversos países (sem impostos)
Por observação da Figura 4.28 verifica-se que os preços da electricidade no sector Industrial
são inferiores em Portugal de 2007 a 2011, excepto quando comparados com França.
Contudo, para o período anterior a 2008 os preços da electricidade no sector Industrial em
Portugal eram o segundo mais elevado e após 2012 os preços da electricidade no sector
Industrial em Portugal são dos mais elevados. Tal como se verificou para as famílias, os preços
da electricidade no sector Industrial em França tiveram um ligeiro aumento ao longo do período
e os preços da electricidade no sector Industrial em Espanha tiveram um aumento significativo
ao longo do período.
4.8 Ajustes na tarifa por alteração da evolução esperada da procura
A liberalização do mercado de electricidade em Portugal iniciou-se em 2000, com a extinção
gradual das tarifas reguladas para todos os clientes. A partir de 1 de julho de 2012 para os
clientes de electricidade com potência contratada igual ou superior a 10,35 kVA e a partir de 1
de janeiro de 2013 para os clientes de electricidade com potência contratada inferior a 10,35
kVA deixou de ser possível realizar novos contratos com a EDP Serviço Universal. Os atuais
clientes continuarão a ser abastecidos de energia pela EDP Serviço Universal, até escolherem
0,00
0,02
0,04
0,06
0,08
0,10
0,12
0,14
Pre
ços
méd
ios
ao c
on
sum
ido
r in
du
stri
al (€
/kW
h)
Anos
EU 28
Portugal
Espanha
França
Alemanha
Reino Unido
76
um novo comercializador, e será aplicada uma tarifa transitória com preços agravados, fixada
pela ERSE.
O preço da tarifa de venda de electricidade, Prt
eçoElec , é definido pela ERSE. O Decreto-Lei
nº 187/95, de 27 de Julho, criou a ERSE e definiu no seu artigo 4º que a ERSE estabelece
periodicamente os valores das tarifas e preços a aplicar previstos no Regulamento Tarifário,
procedendo à sua publicação no Diário da República, 2ª série, até 15 dias antes da data de
início da sua aplicação. Assim, a primeira vez que a ERSE aprovou tarifas e preços de
electricidade foi a partir de 1 de Janeiro de 1999, através do Despacho nº 21 717-A/98 (2ª
série), de 15 de dezembro. O Despacho de aprovação de tarifas e preços é precedido de
consulta ao Conselho Tarifário da ERSE. O Regulamento Tarifário é acompanhado do
documento de caracterização da procura na qual encontra a informação sobre os
consumidores por nível de tensão (BTN- Baixa Tensão Normal, BTE- Baixa Tensão Especial,
MT- Média Tensão, AT- Alta Tensão e MAT- Muito Alta Tensão).
O Anexo Anexo 8 apresenta a evolução da Estrutura Tarifária.
Os consumidores de electricidade podem escolher ser abastecidos pelo Comercializador de
Último Recurso (CUR) ou negociar livremente os preços de fornecimento de Energia e de
Comercialização com o seu agente comercial e pagar as tarifas de acesso às redes.
As tarifas de Venda a Clientes Finais aplicadas pelo CUR aos seus clientes estão
representadas na Figura 4.29 e são calculadas pela aditividade das tarifas por actividade
incluídas no Acesso às Redes e das tarifas reguladas de Energia e de Comercialização.
Fonte: (ERSE, 2011a)
Figura 4.29- Aditividade das tarifas de Venda de electricidade a Clientes Finais
As tarifas de acesso às redes estão apresentadas na Figura 4.30 e são pagas por todos os
consumidores de electricidade. Estas tarifas de acesso às redes são calculadas pela
77
aditividade das tarifas de Uso Global do Sistema (UGS), das tarifas de Uso da Rede de
Transporte e das tarifas de Uso da Rede de Distribuição.
Fonte: (ERSE, 2011a)
Figura 4.30- Aditividade das tarifas de acesso à rede de electricidade
A parcela de UGS é calculada com base numa previsão de consumo e é actualizada de acordo
com os desvios do consumo verificado face ao consumo previsto. O consumo verificado é a
quantidade de electricidade adquirida para fornecimento aos clientes dos CUR através da
actividade de Compra e Venda de Energia Eléctrica (CVEE). A partir do consumo previsto
obtém-se um custo permitido de CVEE para fornecimento dos clientes (CEE), previstos para
esse ano t, dado pela expressão:
, , , ,Pr PrCR CR CR
CVEE t CUR t CVEE t CVEE tCEE eçoElec ocElec O= +
em que:
- ,Pr CR
CUR teçoElec é o preço previsto para o ano t
- ,PrCVEE t
ocElec é a quantidade de energia adquirida para fornecimento aos clientes
dos CUR, prevista para o ano t
- ,CR
CVEE tO são outros custos, nomeadamente com interligações imputáveis aos clientes
do CUR, custos de regulação imputados pelo acerto de contas, custos com comissões
e garantias decorrentes da participação em mercados organizados e custos ou
proveitos de vendas no mercado diário, da energia excedentária, previstos para o ano t.
78
São determinados, para o ano t, os ajustamentos positivos ou negativos referentes ao CEE
estimados para o ano t-1, a repercutir nas tarifas elétricas nos anos subsequentes. É, então,
calculado o valor previsto para o ajustamento dos custos com a função de CVEE para
Fornecimento dos Clientes, no ano t-1 a incorporar no ano t, de acordo com a expressão:
1 1, 1 , 1 , 1 , 1 , 1( Pr )(1 )
100
E
CR CR Est Sust CR t t
E t E t Pol t CVEE t E t
iR Rr ocElec C R
δ− −− − − − −
+∆ = − − − +
em que:
- , 1CR
E tR −∆ são os proveitos a recuperar da função de CVEE para Fornecimento dos
Clientes, por aplicação da tarifa de Energia, no ano t-1
- , 1CR
E tRr − são os ajustamentos positivos ou negativos referentes a custos decorrentes da
função de CVEE para Fornecimento dos Clientes estimados para o ano t-1
- , 1Pr Est
Pol tocElec − são os ajustamentos positivos ou negativos da função de CVEE para
Fornecimento dos Clientes referentes a anos anteriores, definidos para efeitos da
sustentabilidade dos mercados, a repercutir nos proveitos do ano t-1, recuperados pela
tarifa de UGS do operador da rede de Distribuição
- , 1Sust
CVEE tC − são os custos com a função de CVEE para Fornecimento dos Clientes,
previstos no ano t-1, determinados com base nos valores previstos para o ano em
curso
- 1
E
ti −
é a taxa de juro Euribor a doze meses, média, determinada com base nos valores
diários verificados entre 1 de janeiro e 15 de novembro do ano t-1
- 1t
δ − é o sread no ano t-1, em pontos percentuais.
O cálculo dos proveitos permitidos é efetuado em dois momentos: No primeiro momento
determinam-se os proveitos permitidos que os agentes têm direito no ano t, com base nas
previsões de custos. No segundo momento, passados dois anos (ano t+2) esses proveitos
permitidos são ajustados tendo em conta os valores reais auditados.
Os proveitos permitidos da função de CVEE para Fornecimento dos Clientes, no ano t, são
dados pela expressão:
, , , , 1 , 2 ,
, , , ,Pr
CR CR CR CR CR CR
E t CVEE t CVEE t E t E t E t
CR CR Est Sust
TE t E t Pol t CVEE t
R CEE Cf R R TVCF
R R ocElec C
− −= + − ∆ − ∆ − ∆
= + −
em que:
- ,CR
E tR são os custos com a função de CVEE para Fornecimento dos Clientes do
comercializador de último recurso, previstos para o ano t
79
- ,CR
CVEE tCEE são os custos permitidos com aquisição de energia elétrica, para
fornecimento dos clientes, previstos para o ano t
- ,CR
CVEE tCf são os custos de funcionamento afetos à função de CVEE para Fornecimento
dos Clientes do comercializador de último recurso, previstos para o ano t
- , 1CR
E tR −∆ é o valor previsto para o ajustamento dos custos com a função de CVEE para
Fornecimento dos Clientes, no ano t-1 a incorporar no ano t
- ,CR
E tTVCF∆ é o ajustamento no ano t dos custos com a função de CVEE para
Fornecimento dos Clientes, relativo ao ano t-2
- ,CR
TE tR Ajustamento resultante da convergência para tarifas aditivas a incorporar nos
proveitos do ano t
- ,CR
E tR são os custos com a função de CVEE para Fornecimento dos Clientes, previstos
para o ano t, a recuperar por aplicação da tarifa de energia
- ,Pr Est
Pol tocElec são os ajustamentos positivos ou negativos referentes a custos
decorrentes da função de CVEE para Fornecimento dos Clientes previstos para o ano t,
a repercutir nas tarifas elétricas nos anos subsequentes
- ,Sust
CVEE tC são os ajustamentos positivos ou negativos da função de CVEE para
Fornecimento dos Clientes do comercializador de último recurso referentes a anos
anteriores, definidos para efeitos da sustentabilidade dos mercados a repercutir nos
proveitos do ano t, recuperados pela tarifa de UGS do operador da rede de
Distribuição.
Os proveitos permitidos da atividade de CVEE do comercializador de último recurso, no ano t,
são dados pela expressão:
, , ,CR CR CR
CVEE t CVPRE t E tR R R= +
em que:
- ,CR
CVEE tR são os proveitos permitidos da atividade de CVEE, previstos para o ano t
- ,CR
CVPRE tR são os custos com a função de CVEE da Produção em Regime Especial
previstos para o ano t
- ,CR
E tR são os custos com a função de CVEE para Fornecimento dos Clientes previstos
para o ano t.
Estes proveitos permitidos da atividade de CVEE do comercializador de último recurso, no ano
t, são uma das parcelas dos custos decorrentes de medidas de política energética, ambiental
80
ou de interesse económico geral. A parcela II da tarifa de UGS permite recuperar os custos
decorrentes de medidas de política energética, ambiental ou de interesse económico geral e os
custos para a manutenção do equilíbrio contratual dos produtores com CAE. A parcela I da
tarifa de UGS permite recuperar os custos de gestão do sistema.
A parcela de Uso Geral do Sistema (UGS) é também actualizada de acordo com o equilíbrio
tarifário.
Os proveitos a recuperar pelo operador da rede de distribuição em Portugal continental por
aplicação dos preços de energia da parcela II da tarifa de UGS às entregas a clientes tem a
parcela ,Pol tEst correspondente ao valor a repercutir nas tarifas, no ano t, resultante de medidas
no âmbito da estabilidade tarifária. O valor a repercutir nas tarifas, no ano t, resultante de
medidas no âmbito da estabilidade tarifária é dado pela seguinte expressão:
, , ,Sust E IEGCR
Pol t CVEE t t Pol tEst C Est Est= − + +
em que:
- ,Sust
CVEE tC são os ajustamentos positivos ou negativos da atividade de aquisição de
energia do comercializador de último recurso referentes a anos anteriores, definidos
para efeitos da sustentabilidade dos mercados, a repercutir nos proveitos do ano t,
recuperados pela tarifa de UGS do operador da rede de distribuição, sem prejuízo do
disposto na alínea a) do n.º 2 do Artigo 2.º do Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21 de
agosto
- E
tEst Repercussão nas tarifas elétricas dos custos ou proveitos diferidos de anos
anteriores, respeitantes à aquisição de energia elétrica, ao longo de um período
máximo de 15 anos
- ,IEGCR
Pol tEst Repercussão nas tarifas dos custos diferidos de anos anteriores, decorrentes
de medidas de política energética, de sustentabilidade ou de interesse económico
geral.
Os proveitos permitidos da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica para
Fornecimentos dos Clientes são determinados de acordo com o artigo 97.º do Regulamento
Tarifário, aprovado pelo Regulamento n.º 551/2014, publicado em Diário da República, 2ª série,
a 15 de dezembro de 2014. O cálculo dos proveitos permitidos é baseado numa abordagem de
cálculo do custo de capital antes de impostos. Existem autores que efectuam este estudo numa
abordagem de cálculo do custo de capital depois de impostos sobre os lucros (Vale, 2014). Na
presente tese utilizou-se a metodologia adoptada pela ERSE por ser uma entidade oficial
idónea reconhecida.
Os preços da tarifa de UGS são convertidos para os vários níveis de tensão tendo em conta os
factores de ajustamento para perdas.
81
4.9 Calibração do modelo
No processo de calibração são determinados os parâmetros do modelo. Apresenta-se de
seguida a equação da previsão da procura como exemplo de calibração do modelo.
A previsão da procura de electricidade foi efectuada de acordo com o exposto no capítulo 3.5.
O consumo é assumido como a soma da procura de electricidade, com o autoconsumo do
sector eléctrico e com as perdas de transporte e distribuição. As influências, na variação do
consumo, assumidas na presente tese são: preço da electricidade, PIB, investimentos em
eficiência energética no consumo e medidas de política do Estado.
Os dados disponíveis estão ilustrados no Quadro 4.12 e no Quadro 4.13. Os valores do PIB e
do preço médio encontram-se a valores constantes de 2013.
Quadro 4.12- Procura de electricidade, PIB e preço médio de 1995 a 2004
Ano 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Procura Verificada (MWh)
29282 30885 31944 33809 35801 37931 40015 40666 43061 45498
PIB (M€ 2013) 136505 141278 147531 154600 160612 166695 169934 171241 169641 172714 Preço médio (€/MWh 2013)
196 189 185 182 170 164 159 157 156 156
Fonte: (Pordata, 2014; REN, 2014)
Quadro 4.13- Procura de electricidade, PIB e preço médio de 2005 a 2013
Ano 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Procura Verificada (MWh)
47940 49176 50058 50596 49884 52198 50510 49060 50188
PIB (M€ 2013) 174038 176741 181146 181507 176101 179445 176167 170326 168018 Preço médio (€/MWh 2013)
156 154 157 158 166 169 169 172 176
Fonte: (Pordata, 2014; REN, 2014)
A série de dados apresenta valores para um período curto: 19 anos. Além disso apresenta um
problema adicional, que é o sistema ter comportamentos muito distintos em quatro períodos:
- até 2000: ausência de medidas de eficiência e preço médio decrescente;
- de 2000 a 2005: ausência de medidas de eficiência e preço médio estável;
- de 2005 a 2010: medidas de eficiência modestas e crescimento moderado de preços;
- desde 2010: preços de electricidade crescentes e efeitos económicos da crise.
Então, optou-se por calibrar o modelo utilizando os dados desde 2005 para também se ter a
reacção da procura ao preço. A validação será efectuada utilizando os dados de 1995 a 2004.
Assim, a seguinte equação é a melhor regressão linear múltipla para a influência do PIB e do
preço na procura de electricidade, na ausência de medidas de melhoria da eficiência
energética, para o ano t :
Pr -148857 + 0,81497 PIB + 332,125 Prt t t
ocElect eçoMedio=
82
Em que
- ProcElect em GWh
- PIB em M€
- PreçoMedio em €/MWh
A equação obtida apresenta um contrassenso no comportamento esperado dos consumidores:
segundo a equação obtida, quanto maior o preço médio de venda de electricidade maior será a
procura. Procurou-se, então, identificar uma equação que fosse matematicamente fiel aos
dados existentes, mas que também representasse a realidade. Assim, foi efectuado o mesmo
método para determinar a correlação entre a procura, PIB e o preço médio de venda de
electricidade do ano anterior à previsão.
A equação obtida foi:
1Pr - + 0, PIB + 121778 785488 197,359 Prt t t
ocElect eçoMedio −=
Esta equação é em tudo semelhante à equação do método anterior, especialmente em manter
o contrassenso identificado. Foi então efectuado o mesmo método para determinar a
correlação entre a procura, PIB e a variação relativa do preço médio de venda de electricidade
do ano anterior para o ano actual da previsão, obtendo-se a equação:
PrPr - + 0, PIB 0,
Pr59012,1 61 69 t
t t
t
eçoMedioocElect
eçoMedio
∆−=
Esta equação tem a tendência esperada, sendo necessário quantificar o seu erro. O Quadro
4.14 apresenta os valores reais e os valores calculados para o consumo de acordo com o PIB
e o preço médio, para o período de 2005 a 2013. A Figura 4.31 ilustra a procura verificada e a
procura calculada. De acordo com os valores apresentados no Quadro 4.14, esta equação
apresenta um desvio padrão de 4,01%.
Quadro 4.14- Procura verificada e procura calculada para o período de 2005 a 2013
Ano 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Consumo Verificado (MWh)
47940 49176 50058 50596 49884 52198 50510 49060 50188
Consumo Calculado (MWh)
47030 49083 50979 51624 47364 50104 48330 44535 43029
Figura 4.31- Procura verificada
Por observação da Figura 4.31
à evolução da procura verificad
procura de electricidade, considerand
Pr - + 0, PIB 0, 59012,1 61 69t t
ocElect =
4.10 Validação do modelo
No processo de validação será verificado se os valores gerados pelo modelo são coerentes
com os valores reais. Tal como descrito no capítulo
para a validação do modelo.
O Quadro 4.15 apresenta os valores reais e os valores calculados para
com o PIB e o preço médio, para o período de 1995
verificada e a procura calculad
Quadro 4.15- Procura
Ano 1996 Consumo Verificado (MWh)
30885
Consumo Calculado (MWh)
27886
0
10
20
30
40
50
2005 2006 2007
Co
nsu
mo
(G
Wh
)
83
Procura verificada e procura calculada de 2005 a 2013 (processo de calibração)
31 verifica-se que a evolução do consumo calculado é semelhante
verificada. Assim, foi escolhida a equação seguinte para a previsão da
procura de electricidade, considerando as influências do PIB e do preço da electricidade:
PrPr - + 0, PIB 0,
Pr59012,1 61 69 t
t t
t
eçoMedio
eçoMedio
∆−
Validação do modelo
No processo de validação será verificado se os valores gerados pelo modelo são coerentes
com os valores reais. Tal como descrito no capítulo 4.9, utilizaram-se os dados de 1995 a
apresenta os valores reais e os valores calculados para a procura
, para o período de 1995 a 2004. A Figura 4.32
calculada para o mesmo período.
Procura verificada e procura calculada para o período de 1995 a
1997 1998 1999 2000 2001 2002 200330885 31944 33809 35801 37931 40015 40666 43061
27886 31281 35577 40367 43277 45233 45599 44522
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Anos
(processo de calibração)
culado é semelhante
seguinte para a previsão da
o as influências do PIB e do preço da electricidade:
Eq. (4.1)
No processo de validação será verificado se os valores gerados pelo modelo são coerentes
se os dados de 1995 a 2004
a procura de acordo
32 ilustra a procura
1995 a 2004
2003 2004 43061 45498
44522 46338
Consumo Medido
Consumo Calculado
84
Figura 4.32- Procura verificada e procura calculada de 1995 a 2004 (processo de validação)
0
10
20
30
40
50
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Co
nsu
mo
(G
Wh
)
Anos
Consumo Medido
Consumo Calculado
85
5 Exploração do modelo, resultados e discussão
5.1 Abordagem
A utilização da ferramenta (Sistema de Suporte à Decisão - SSD) desenvolvida na presente
tese apresenta uma abordagem de simulação. Pretendeu-se, assim, testar medidas, quantificar
as alterações que as medidas introduzem no sistema em estudo e comparar diversos conjuntos
de medidas. Para isso, foram encontrados indicadores de desempenho para quantificar
determinados cenários. Como prova de conceito foi utilizado o sector eléctrico português.
Não foi explorado em detalhe o subsector da produção centralizada porque já está bem
estudado por outros autores e porque no horizonte de análise não é previsível qualquer
necessidade de alteração do parque electroproductor.
5.2 Cenários de incentivos no sector eléctrico
Os cenários simulados estão apresentados no Quadro 5.1.
Quadro 5.1- Cenários simulados
Designação Descrição
Bas
e
BAU Cenário assumindo a continuação das actuais medidas de política e
evolução do consumo. É um cenário sem evolução tecnológica.
Sem
ApoioEE
Cenário em que se assume que não existe benefícios aos
investimentos em medidas de eficiência energética. Será utilizado
como cenário de referência.
Apo
io à
efic
iênc
ia
ApoioEE
Mínimo
Cenário com apoio de 10% para as famílias e com apoio de 15%
para a indústria.
ApoioEE
Moderado
Cenário com apoio de 20% para as famílias e com apoio de 25%
para a indústria.
ApoioEE
Máximo
Cenário com apoio de 25% para as famílias e com apoio de 40%
para a indústria.
Apo
io à
tarif
a
PreçoFalso
Sem
ApoioEE
Cenário em que se assume que não existe apoio à eficiência e que
existe um apoio à tarifa de 40% para a indústria e para os serviços.
Com
auto
cons
umo
sola
r
Solar Sem
ApoioEE
Cenário com introdução de autoconsumo solar. Assume-se que não
existe apoio à eficiência.
Solar
ApoioEE
moderado
Cenário com introdução de autoconsumo solar em que se assume
existe apoio à eficiência de 20% para as famílias e de 25% para a
indústria.
As Quadros de resultados para todos os cenários simulados estão apresentadas no Anexo
Anexo 11.
86
5.3 Descrição dos cenários
Em todos os cenários é assumido um crescimento do PIB de1% por ano, de acordo com o
último Relatório do Banco de Portugal (BdP, 2014). Os valores do PIB disponibilizados pelo
Banco de Portugal referem-se a projecções com o máximo de um ano e são afectados pela
evolução do estado da economia nacional praticamente numa base diária. Para efeito prático
de cálculo da previsão da procura, serão usados estas projecções de curto prazo para todos os
anos do período em análise.
Em todos os cenários é assumido que os preços da energia aumentam 2% por ano, no
seguimento do aumento dos preços de gás natural e electricidade (Eurostat, 2012a) (Eurostat,
2012b). Utilizou-se a base de preços 2013 por ser o último ano para o qual se dispõe de
valores observados.
Foi assumido que as perdas por transporte e distribuição são 7% da procura de electricidade e
que o autoconsumo é 2% da procura de electricidade, de acordo com o histórico do sector
eléctrico português (REN, 2014).
Foi assumido que os dados de investimento em medidas de eficiência energética eram obtidos
por média ponderada dos potenciais de poupança. Esta simplificação é resultado da
disponibilidade de dados existente, sendo reconhecido que o ideal seria obter os potenciais de
poupança individuais por grupos tecnológicos.
Foi assumido que o sistema de aproveitamento solar térmico é concorrente directo do gás
natural para aquecimento de água, tendo menor importância como energia de substituição da
electricidade. Assim, não foi considerado o potencial de poupança energético do sistema solar
térmico.
No Cenário BAU é assumido que se mantem a continuidade das medidas de política do Estado
e a continuidade dos comportamentos actuais no consumo. Os resultados neste cenário podem
ser comparados com as previsões da procura gerados por outros modelos que utilizem as
mesmas evoluções dos dados de entrada.
Nos restantes cenários é assumido que os consumidores conhecem os seus potenciais de
poupança e sabem qual o investimento necessário para os implementar. O par de valores dos
potenciais de poupança e do investimento necessário é agregado por cada período de retorno
do capital. O primeiro passo para os consumidores identificarem as suas poupanças é
conhecerem os seus padrões de consumo, i.e., as suas necessidades essenciais, os seus
níveis de conforto e os consumos supérfluos. Baseado nos valores para cada período de
retorno do capital, os consumidores tomam a decisão do montante a investir e é determinada a
poupança implementada.
No cenário Sem ApoioEE é assumido que os consumidores domésticos e a indústria tomam a
decisão de investimento sem existir benefícios do Estado. Neste cenário, o SSD é utilizado de
modo interactivo como um jogo em que os agentes tomam as suas decisões. Nos restantes 3
conjuntos de cenários, o SSD é utilizado em modo parametrizado para o Estado legislador
testar medidas de política e observar os comportamentos dos agentes.
87
Nos cenários de apoio à eficiência é assumido que há um apoio do Estado disponível, para as
famílias e para a indústria, para implementação de medidas de eficiência energética. Os 3
cenários de apoio à eficiência (Mínimo, Moderado e Máximo) simulam diferentes níveis de
apoio do Estado à eficiência. Em todos os cenários é assumido que os incentivos fixos do
Estado são nulos e que existem apenas benefícios variáveis, de acordo com o montante
investido por cada sector. O apoio à eficiência é atribuído aos sectores que efectuem
investimento em eficiência energética e o apoio à tarifa é a redução de preço de venda da
electricidade para a indústria e serviços, em relação ao preço da tarifa. O custo dos apoios é
distribuído pelo sector eléctrico, sendo contabilizado como uma parcela do custo total da
electricidade. Para as famílias o incentivo de retorno do investimento de curto prazo é para a
substituição do parque de equipamentos ineficientes (medidas R&S4M1, R&S4M2 e R&S4M3
do PNAEE) e o incentivo de retorno do investimento de médio prazo é para a remodelação
(medidas R&S4M5, R&S4M6 e R&S4M7 do PNAEE). Para a indústria o incentivo de retorno do
investimento de curto prazo é para aplicação de variadores electrónicos de velocidade e o
incentivo de retorno do investimento de médio prazo é para a substituição de máquinas
eléctricas (ADENE, 2010b).
No cenário de apoio à tarifa é assumida uma subsidiação de 40% do preço de venda de
electricidade para a indústria e serviços, em relação ao preço da tarifa. Apesar de Portugal não
ter os custos de electricidade mais elevados da União Europeia, o custo da tarifa de
electricidade para a indústria portuguesa é superior ao mesmo custo em França, um dos seus
concorrentes directos, como se observa na Figura 4.28. A subsidiação do preço da tarifa
nestes cenários pretende quantificar o comportamento do sector eléctrico nacional com tarifas
para a indústria e serviços semelhantes às tarifas de França. Será assumido que há um apoio
do Estado disponível para a indústria e para os serviços. É apresentado o cenário PreçoFalso,
pretendendo-se verificar qual o efeito do preço subsidiado na tomada de decisão de
investimento em eficiência energética.
Nos cenários Solar é assumido que os consumidores tomam a decisão de investir em
autoconsumo desligada da rede, com o objectivo único de satisfazer consumos próprios, e sem
qualquer apoio. Embora não exista redução de consumo, há uma redução da procura de
electricidade à rede, cujo impacto se pretende quantificar. É apresentado o cenário Solar Sem
ApoioEE e o cenário Solar ApoioEE moderado. Com os cenários Solar pretende-se verificar o
comportamento dos consumidores na influência do autoconsumo solar na tomada de decisão
de investimento em eficiência energética e no efeito de esmagamento do preço.
88
Por simplificação da linguagem serão utilizadas as seguintes designações:
- O indicador procura de electricidade à rede será abreviada por procura;
- O indicador eficiência energética de consumo de electricidade identificada será escrito
como eficiência energética identificada;
- O indicador investimento total necessário para implementar a eficiência energética de
consumo de electricidade identificada será designado por investimento efectuado;
- O indicador procura de electricidade à rede será designado por procura;
- O indicador preço médio da tarifa electricidade ao consumidor será designado por
preço ao consumidor;
- O indicador custo total da electricidade será designado por custo total;
- O indicador custo total de entrega da electricidade aos consumidores será designado
por custo total da electricidade;
- O indicador custo facturado na tarifa ao consumidor, a pagar pelo fornecimento de
electricidade, será designado por custo da tarifa.
5.4 Resultados
5.4.1 Indicadores chave
A procura total de electricidade à rede, abreviada por procura, é a quantidade do consumo de
electricidade que é satisfeita pelo sector eléctrico. A Figura 5.1 ilustra a evolução da procura
para os diversos cenários definidos no Quadro 5.1.
Figura 5.1- Procura total de electricidade à rede
Por observação da Figura 5.1 verifica-se que a procura no cenário BAU é superior à procura
nos restantes cenários. O crescimento da procura no cenário BAU não é linear, como se
41
43
45
47
49
51
53
Pro
cura
to
tal d
e e
lect
rici
dad
e à
re
de
(TW
h)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
89
poderia concluir por observação da Figura 5.1. Esta não linearidade verifica-se porque o
aumento do preço da tarifa vai ter um efeito de esmagamento, i.e., há um aumento da parcela
negativa do cálculo do consumo, referente à reacção à variação ao preço.
Nos cenários com decisão, a evolução da procura tem dois comportamentos opostos: diminui
com a implementação das medidas de eficiência energética e aumenta com a diminuição do
preço da tarifa. Os investimentos alteram o consumo esperado, havendo um ajuste do preço da
tarifa no ano seguinte: o preço diminui com a diminuição da procura. Este ajuste do preço da
tarifa vai influenciar a parcela da procura referente à variação do preço.
No cenário Sem ApoioEE não existem incentivos para quem investe em medidas de eficiência
energética. Contudo, os consumidores estão conscientes dos seus potenciais de poupança e
do respectivo custo associado, tomando essa decisão de investimento. Neste cenário há uma
diminuição da procura, verificando-se assim que, actualmente, existe um aliciante potencial de
poupança de energia que não está a ser aproveitado pelos consumidores.
Nos cenários de apoio à eficiência, a procura é tanto menor quanto maior for o incentivo do
Estado. A decisão de investimento em medidas de eficiência energética é tomada de acordo
com o período de retorno do capital. O período de retorno do capital depende do investimento
necessário, do apoio do Estado e dos custos evitados obtidos por redução da procura.
O apoio à tarifa para a indústria no cenário PreçoFalso Sem ApoioEE tem um efeito de diminuir
o factor preço do cálculo do custo da tarifa e de diminuir os custos evitados por implementação
de medidas de eficiência energética. Assim, no cenário PreçoFalso Sem ApoioEE o período de
retorno do capital é maior, reduzindo a eficiência energética implementada. No cenário
PreçoFalso Sem ApoioEE, a procura é maior do que no cenário Sem ApoioEE, justificado por
dois factores: preço mais baixo e aumento do período de retorno do capital em investimentos
em eficiência energética. O preço mais baixo faz diminuir a parcela negativa do cálculo da
procura, referente à reacção à variação do preço. O aumento do período de retorno torna os
investimentos menos aliciantes, levando a uma redução da eficiência energética implementada.
No cenário PreçoFalso Sem ApoioEE, a procura do ano 2014 para o ano 2015 tem um
crescimento, evidenciando-se o efeito da subsidiação de preço no consumo. De 2015 para
2016 o consumo diminui, verificando-se a influência do preço da tarifa no consumo.
A procura nos cenários Solar é inferior à procura no cenário respectivo sem autoconsumo
solar, que pode sugerir uma redução do consumo mas na realidade o consumo é maior do que
a procura, existindo uma parte do consumo que é satisfeito recorrendo a produção autónoma
(com recurso a energia solar fotovoltaica). O investimento em autoconsumo solar reduz a
procura de electricidade à rede, logo o custo da tarifa e o custo evitado são menores. Assim, o
investimento em autoconsumo solar conduz a um aumento do período de retorno do
investimento em medidas de eficiência energética.
90
O consumo anual é ilustrado na Figura 5.2. O consumo total é a quantidade de electricidade
total consumida, i.e., a soma da procura de electricidade à rede com o autoconsumo solar. Nos
cenários sem autoconsumo solar, o consumo total é igual à procura do cenário respectivo.
Figura 5.2- Consumo total anual de electricidade
O consumo nos cenários com autoconsumo solar é superior ao consumo no cenário
correspondente sem autoconsumo solar. Isto acontece porque a dinâmica de decisão entre os
investimentos em eficiência energética e em autoconsumo solar é baseada em análise
económica e não em redução energética.
A Figura 5.3 ilustra a evolução da intensidade energética eléctrica aparente. A intensidade
energética eléctrica aparente é a razão da procura de electricidade à rede pelo PIB. A evolução
da intensidade energética eléctrica aparente é semelhante à evolução da procura visto que é
assumida a mesma evolução do PIB para todos os cenários.
41
43
45
47
49
51
53
Co
nsu
mo
To
tal
(TW
h)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
91
Figura 5.3- Intensidade energética eléctrica aparente
Figura 5.4- Intensidade energética eléctrica anual corrigida (inclui auto-consumo solar)
A Figura 5.4 ilustra a intensidade energética eléctrica corrigida, i.e., incluindo a contribuição da
electricidade do autoconsumo solar. Esta intensidade energética eléctrica é a razão do
consumo de electricidade pelo PIB. Para se quantificar o verdadeiro valor da intensidade
energética eléctrica toda a energia eléctrica deve ser contabilizada. Na Figura 5.1 e na Figura
230
240
250
260
270
280
290
300
Inte
nsi
dad
e e
ne
rgé
tica
elé
ctri
ca (
MW
h/M
€)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
230
240
250
260
270
280
290
300
Inte
nsi
dad
e e
ne
rgé
tica
elé
ctri
ca c
orr
igid
a (M
Wh
/M€
)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
92
5.3, o consumo por energia solar descentralizada não é contabilizado conduzindo à falsa
conclusão de que os cenários com autoconsumo solar são mais eficientes. Por comparação da
Figura 5.1 com a Figura 5.4 verifica-se que isso não é verdade.
A Figura 5.5 ilustra o custo facturado na tarifa ao consumidor, abreviado por custo da tarifa.
Figura 5.5- Custo anual total da tarifa para o consumo
Verifica-se que o custo da tarifa é maior no cenário BAU, sendo um cenário com procura e
preço da tarifa crescentes.
Nos cenários com decisão de investimento em eficiência energética o custo da tarifa cresce
mas a taxa de crescimento é menor.
No cenário PreçoFalso Sem ApoioEE, o custo da tarifa é menor, por ser subsidiado, mas tem
uma taxa de crescimento maior do que no cenário Sem ApoioEE.
Nos cenários Solar o custo da tarifa decresce, como seria de esperar porque o custo do
investimento em autoconsumo não tem apoio do Estado.
Ao se efectuarem investimentos em eficiência energética as famílias reduzem o seu consumo,
diminuindo o custo da tarifa. Ao diminuir o consumo também diminui o preço da tarifa de
electricidade para o ano seguinte, diminuindo o custo evitado. Esta dinâmica entre o preço da
tarifa e o consumo está ilustrado na Figura 5.6, que ilustra o custo total da electricidade aos
consumidores. O custo total aos consumidores é a soma do custo da tarifa e dos investimentos
que os consumidores efectuam em eficiência energética e em autoconsumo.
6
7
8
9
10
11
12
Cu
sto
da
tari
fa p
ara
o c
on
sum
o (
G€
)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
93
Figura 5.6- Custo total anual da electricidade aos consumidores
O custo total aos consumidores é sempre menor no cenário PreçoFalso Sem ApoioEE porque
a tarifa é subsidiada.
O custo total aos consumidores é, inicialmente, maior nos cenários com investimento em
eficiência energética e em autoconsumo solar devido ao custo do investimento efectuado.
Contudo, devido ao balanço do investimento efectuado e do custo da tarifa evitado, os cenários
Solar passam a apresentar menor custo aos consumidores do que o cenário Sem ApoioEE.
A Figura 5.7 ilustra o custo total de entrega da electricidade aos consumidores para os diversos
cenários, designado de forma abreviada por custo total da electricidade. O custo total da
electricidade é a soma algébrica do custo variável total e do custo fixo total. O custo total
variável é a soma dos custos de combustível, de emissão, de Operação e Manutenção (O&M)
variável e dos incentivos variáveis do Estado (de Apoio à eficiência e de Apoio à tarifa). O custo
total fixo é a soma dos custos O&M fixos, dos custos de produção fixos e dos incentivos fixos
do Estado. Nos cenários apresentados, os incentivos fixos do Estado são nulos.
Por observação da Figura 5.7 pode-se compreender o esforço económico que o apoio do
Estado tem no sector eléctrico. Verifica-se que o custo total da electricidade é
significativamente superior e tem uma taxa de crescimento maior no cenário de apoio à tarifa
do que nos cenários de apoio à eficiência.
6
7
8
9
10
11
12
Cu
sto
to
tal a
os
con
sum
ido
res
(G€
)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
94
Figura 5.7- Custo total anual da electricidade
O cenário Solar Sem ApoioEE é o que apresenta menor custo total da electricidade. Neste
cenário há consumidores a investir em autoconsumo e em eficiência energética sem incentivo.
Assim, há custos evitados (de emissão, produção e entrega de electricidade), sem qualquer
custo adicional, devido à diminuição da procura de electricidade à rede.
O apoio do Estado introduz um custo à electricidade. Este custo, que foi assumido que seria
uma parcela do custo total da electricidade.
O cenário PreçoFalso Sem ApoioEE é o que apresenta maior custo total da electricidade. A
Figura 5.7 evidencia outro efeito negativo do apoio à tarifa: o custo adicional do incentivo do
Estado.
Nos cenários de apoio à eficiência também existe o custo adicional do incentivo do Estado.
O custo total da electricidade é, inicialmente, maior nos cenários de apoio à eficiência do que
no cenário BAU, mas a tendência inverte-se ao longo do período em análise, iniciando-se a
recuperação do apoio do Estado à eficiência energético no consumo.
A Figura 5.8 ilustra o custo total ao cidadão. No cenário PreçoFalso Sem ApoioEE, verifica-se
que o custo ao cidadão é maior do que o custo total ao consumidor. Assim, a subsidiação do
preço introduz um défice tarifário. Verifica-se também que, no final do período em análise, o
custo total ao cidadão no cenário PreçoFalso Sem ApoioEE é superior aos cenários Solar e
aproxima-se do custo total ao cidadão no cenário ApoioEE Máximo.
Para os restantes cenários, o custo total ao cidadão é igual ao custo total ao consumidor.
2
3
4
5
6
7
8
9
Cu
sto
to
tal d
a e
lect
rici
dad
e (
G€
)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
95
Figura 5.8- Custo total anual da electricidade ao cidadão
A Figura 5.9 ilustra a pressão ambiental.
Figura 5.9- Pressão ambiental da electricidade
7
8
9
10
11
12
Cu
sto
to
tal a
o c
idad
ão (
G€
)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
24
25
26
27
28
29
30
31
Pre
ssão
am
bie
nta
l (M
t C
O2
eq
)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
96
A pressão ambiental inclui as emissões de GEE e a ocupação do solo.
Verifica-se que a pressão ambiental no cenário BAU é sempre superior e tem a maior taxa de
crescimento.
No cenário PreçoFalso Sem ApoioEE a pressão ambiental é maior do que no cenário Sem
ApoioEE porque há um consumo maior que tem de ser satisfeito recorrendo a energias
primárias mais poluentes.
Nos cenários Solar a pressão ambiental é menor do que no respectivo cenário sem
autoconsumo solar, porque a procura é menor e a energia primária do autoconsumo é a solar.
5.4.2 Análise sectorial da indústria
Os agentes tomam decisões de investimento em medidas de eficiência energética e em
autoconsumo de forma distinta, de acordo com as suas características, interesses próprios,
custos e apoios. Assim, é pertinente efectuar uma análise sectorial no consumo. As famílias
tomam decisão de investimento em medidas de eficiência energética e de investimento em
autoconsumo solar com apoio à eficiência mas sem apoio à tarifa. A indústria toma decisão de
investimento em medidas de eficiência energética com apoio à eficiência e de investimento em
autoconsumo solar e com apoio à tarifa. A indústria é, assim, o sector do consumo com mais
dinâmica e, por esse motivo, será analisada primeiro.
A Figura 5.10 ilustra a procura anual de electricidade à rede pela indústria para os diversos
cenários.
Figura 5.10- Procura anual de electricidade à rede pela indústria
Verifica-se que a evolução da procura de electricidade à rede é semelhante ao que se
observou para a evolução da procura agregada ilustrada na Figura 5.1. A evolução do
14
15
16
17
18
19
Pro
cura
à r
ed
e p
ela
ind
úst
ria
(TW
h)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
97
consumo da indústria também é semelhante à evolução do consumo agregado ilustrada na
Figura 5.2.
A procura à rede pela indústria no cenário Sem ApoioEE é semelhante à procura à rede pela
indústria no cenário ApoioEE mínimo. A indústria em Portugal já efectuou os investimentos de
baixo período de retorno de capital, por isso a procura à rede pela indústria é semelhante no
cenário Sem ApoioEE e no cenário ApoioEE mínimo.
A Figura 5.11 ilustra o preço médio anual da tarifa de electricidade para a indústria.
Figura 5.11- Preço médio anual da tarifa de electricidade para a indústria
Nos cenários em que há investimentos em eficiência energética, o preço da tarifa de
electricidade para a indústria é ajustado, diminuindo de acordo com a redução da procura. Nos
cenários de apoio à eficiência, o preço médio para a indústria é menor para os cenários com
maior apoio.
O preço médio para a indústria é menor no cenário PreçoFalso Sem ApoioEE, como seria de
esperar por ser um cenário com preço subsidiado para a indústria. Contudo, o menor preço
médio para a indústria tem o efeito de aumentar o consumo neste subsector, agravando a
necessidade de ajuste do preço. Assim, o preço da tarifa deveria ter um crescimento maior.
Contudo, a subsidiação do preço oculta esse efeito.
O preço médio da electricidade para a indústria é menor no cenário Solar do que no cenário
respectivo sem autoconsumo solar.
O preço médio para a indústria é maior para o cenário BAU.
85
95
105
115
125
135
145
155
165
175
Pre
ço m
éd
io p
ara
a in
dú
stri
a (€
/MW
h)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
98
A Figura 5.12 ilustra o custo da tarifa para a indústria. O indicador custo da tarifa é a parcela do
custo total ao consumidor referente ao produto da procura de electricidade pelo preço da tarifa.
Figura 5.12- Custo total anual da tarifa para a indústria
O custo total da tarifa é maior no cenário BAU e é menor no cenário PreçoFalso Sem ApoioEE.
A subsidiação do preço da tarifa para a indústria reflete-se num aumento da procura pela
indústria (Figura 5.10), mas o custo total não aumenta porque a taxa de redução do preço é
superior à taxa de aumento do consumo.
O custo total da tarifa para a indústria é menor no cenário Solar do que no cenário Sem
ApoioEE. O custo total da tarifa para a indústria é semelhante no cenário PreçoFalso e no
cenário Solar PreçoFalso.
A Figura 5.13 ilustra o custo total da electricidade à indústria. O custo total da electricidade é a
soma do custo da tarifa e do custo dos investimentos que os consumidores efectuam em
eficiência energética e em autoconsumo.
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
Cu
sto
da
tari
fa p
ara
a in
dú
stri
a (G
€)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
99
Figura 5.13- Custo total anual da electricidade à indústria
Verifica-se que o custo total da electricidade à indústria é inicialmente maior nos cenários Sem
ApoioEE, de apoio à eficiência e solar, devido aos investimentos efectuados. o custo total da
electricidade à indústria tem uma taxa de crescimento maior e passa a ser o de maior valor.
Assim, verifica-se que a indústria recupera os investimentos em eficiência energética e em
autoconsumo.
O cenário PreçoFalso Sem ApoioEE é o que apresenta menor custo total à indústria, mas vai-
se aproximando do custo total à indústria para os cenários Solar.
5.4.3 Análise sectorial das famílias
O outro sector do consumo analisado foi o das famílias. A Figura 5.14 ilustra a procura de
electricidade à rede pelas famílias.
A procura para 2014 é igual no cenário Sem ApoioEE e no cenário PreçoFalso Sem ApoioEE.
A partir desse ano a procura no cenário PreçoFalso Sem ApoioEE é sempre menor do que no
cenário Sem ApoioEE. Este comportamento é oposto ao da procura agregada e ao da
indústria.
A evolução da procura nos restantes cenários é semelhante à que se verificou para o consumo
agregado e para a indústria. Contudo, é de realçar a redução da procura à rede no cenário
Sem ApoioEE em comparação como cenário BAU, evidenciando o potencial de poupança nas
famílias que não está a ser aproveitado, embora seja economicamente rentável.
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
Cu
sto
to
tal à
ind
úst
ria
(G€
)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
100
Figura 5.14- Procura anual de electricidade à rede pelas famílias
A Figura 5.15 ilustra o consumo de electricidade pelas famílias.
Figura 5.15- Consumo de electricidade pelas famílias
De realçar a procura à rede entre 2015 e 2018 para o cenário ApoioEE moderado e para o
cenário Solar ApoioEE moderado, evidenciando a redução dos investimentos em eficiência
energética perante a alternativa de investimento em autoconsumo.
11
12
13
14
15
Pro
cura
à r
ed
e p
ela
s fa
míli
as (
TWh
)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
11
12
13
14
15
Co
nsu
mo
das
fam
ílias
(M
Wh
)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
101
A Figura 5.16 ilustra o preço médio da electricidade para as famílias.
Figura 5.16- Preço médio da electricidade para as famílias
A evolução do preço da tarifa é usualmente semelhante à evolução da procura. Contudo, ao
contrário do que se tem verificado, isso não se verifica para o cenário PreçoFalso Sem
ApoioEE.
Por observação da Figura 5.16 verifica-se que o preço em 2014 é igual no cenário Sem
ApoioEE e no cenário PreçoFalso Sem ApoioEE. Assim, verificou-se que a procura para 2014
no cenário Sem ApoioEE é igual à procura do cenário PreçoFalso Sem ApoioEE, conforme
ilustrado na Figura 5.14. As famílias não têm um preço da tarifa subsidiado. Contudo, por a
indústria e os serviços terem um preço da tarifa subsidiado, há um aumento da procura total de
electricidade à rede, logo há um aumento preço da tarifa para todos os subsectores do
consumo (incluindo para as famílias). Assim, o preço da tarifa às famílias é maior no cenário
PreçoFalso Sem ApoioEE do que no cenário Sem ApoioEE. Em virtude da tarifa ser
actualizada apenas a partir de 2015, devido ao desvio da procura em relação à procura
esperada para 2014, as famílias sentem o efeito de esmagamento do preço. Além disso, o
agravamento do preço para as famílias, no cenário PreçoFalso Sem ApoioEE, faz os
investimentos em eficiência energética serem mais aliciantes neste subsector do consumo,
reduzindo ainda mais a procura à rede deste subsector.
O preço da tarifa para a indústria também é ajustado por haver um aumento de consumo, tal
como se verifica para as famílias. Contudo, a actualização da tarifa para a indústria não tem
impacto significativo na procura porque o preço é subsidiado.
200
210
220
230
240
250
260
Pre
ço m
éd
io p
ara
as f
amíli
as (
€/M
Wh
)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
102
A Figura 5.17 ilustra o custo da tarifa para as famílias.
Figura 5.17- Custo total da tarifa para as famílias
A evolução do custo da tarifa para as famílias é semelhante à que se verificou para a indústria,
excepto para o cenário PreçoFalso Sem ApoioEE. Visto que os valores da procura e do preço
em 2014 são iguais no cenário Sem ApoioEE e no cenário PreçoFalso Sem ApoioEE, o custo
da tarifa para as famílias é igual nestes dois cenários. Contudo, a partir de 2014 a procura à
rede diminui e o preço aumenta. Assim, apesar da eficiência energética ser maior no cenário
PreçoFalso Sem ApoioEE do que no cenário Sem ApoioEE, o custo da tarifa é semelhante em
ambos os cenários. A Figura 5.18 ilustra o custo total da electricidade as famílias.
Figura 5.18- Custo total da electricidade às famílias
2
3
4
Cu
sto
da
tari
fa p
ara
as f
amíli
as (
G€
)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
2,5
3,0
3,5
4,0
Cu
sto
to
tal à
s fa
míli
as (
G€
)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEESolar Sem ApoioEE
103
Verifica-se que o custo total para o cenário Solar é semelhante à que se verificou para a
indústria, excepto para o cenário PreçoFalso Sem ApoioEE. O custo total no cenário
PreçoFalso é maior do que no cenário Sem ApoioEE pela reacção ao aumento de preço da
tarifa e pelo aumento do investimento em eficiência energética.
Verifica-se que, nos primeiros anos, o custo total da electricidade às famílias é inferior ao do
cenário BAU mas depois é sempre superior, mostrando a necessidade de capital disponível
inicial e a vantagem económica, para as famílias, do investimento em medidas de eficiência
energética nestes cenários.
5.4.4 Análise global
A Figura 5.19 ilustra o preço médio da electricidade para o consumo. O preço médio da tarifa
de electricidade ao consumidor, abreviado por preço ao consumidor, é a média ponderada do
preço médio para cada um dos subsectores. O factor de ponderação é a quota de procura de
cada subsector.
Figura 5.19- Preço médio da electricidade para o consumo
Verifica-se que o preço ao consumidor é maior no cenário BAU e menor no cenário PreçoFalso
Sem ApoioEE.
Nos cenários de apoio à eficiência, o investimento que os consumidores efectuam tem o efeito
de reduzir a sua procura, fazendo diminuir o preço ao consumidor.
No cenário PreçoFalso Sem ApoioEE, a subsidiação do preço da tarifa implica que o preço ao
consumidor seja mais baixo do que nos cenários Sem ApoioEE à tarifa.
O preço ao consumidor é maior no cenário sem autoconsumo solar do que no cenário
correspondente com autoconsumo solar.
125
145
165
185
205
225
Pre
ço m
éd
io a
os
con
sum
ido
res
(€/M
Wh
)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
104
A Figura 5.20 ilustra a eficiência energética total de electricidade implementada no consumo,
abreviadas para eficiência energética implementada no consumo. A eficiência energética
implementada no consumo é uma média ponderada da eficiência energética implementada em
cada um dos subsectores do consumo. O factor de ponderação é a quota de procura de cada
subsector. Esta eficiência energética implementada são simples e referentes apenas a um
determinado ano, não sendo a eficiência energética implementada nesse ano acumuladas com
a eficiência energética implementada nos anos anteriores.
A eficiência energética implementada depende da eficiência energética identificada. De ano
para ano os consumidores efectuam investimentos em eficiência energética (implementando
parte do potencial de poupança identificado e ficando por implementar o potencial de poupança
sobrante). O potencial de poupança sobrante dos anos anteriores pode ser implementado num
determinado ano posterior com um investimento inferior, por haver uma melhoria tecnológica.
Devido à investigação e desenvolvimento, vão surgindo nova eficiência energética
identificadas, com o respectivo investimento necessário para a sua implementação. O valor da
eficiência energética identificada para cada ano é a soma do potencial de poupança sobrante
dos anos anteriores com a nova eficiência energética identificada.
Figura 5.20- Eficiência energética simples de consumo de electricidade implementada
No cenário Sem ApoioEE os consumidores tomam a decisão de investimento em medidas de
eficiência energética, mesmo sem incentivos. Assim, existe uma diminuição do consumo, tal
como ilustrado na Figura 5.1.
A eficiência energética implementada no consumo é menor no cenário PreçoFalso Sem
ApoioEE do que no cenário Sem ApoioEE. Evidencia-se, assim, outro dos efeitos negativos do
apoio à tarifa: a redução da implementação da eficiência energética.
0,0%
0,5%
1,0%
1,5%
Efic
iên
cia
en
erg
éti
ca im
ple
me
nta
da
no
co
nsu
mo
Ano
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
105
Nos cenários Solar há uma dinâmica de investimento em eficiência energética e de
investimento em autoconsumo solar. A possibilidade de investimento em autoconsumo solar
influencia o investimento em eficiência energética: o investimento em autoconsumo solar, num
determinado ano, reduz a eficiência energética implementada nos anos seguintes.
Na Figura 5.7, foi assumido que o incentivo do Estado à eficiência e à tarifa era um custo a ser
incorporado no sector eléctrico global. No caso de ser assumido que o incentivo do Estado é
um custo a ser suportado pelo Estado então o custo total da electricidade é conforme ilustrado
na Figura 5.21.
Neste pressuposto, o custo total da electricidade é menor no cenário Solar Sem ApoioEE e
maior no cenário BAU. Verifica-se também que o custo total da electricidade, nos cenários de
apoio à eficiência, é menor para os cenários com mais apoio.
Figura 5.21- Custo total da electricidade sem custos de Apoio do Estado
A Figura 5.21 comparada com a Figura 5.7 evidencia outro efeito negativo do apoio à tarifa: o
custo adicional do incentivo do Estado.
Nos cenários de apoio à eficiência também existe o custo adicional do incentivo do Estado.
Contudo, nestes cenários há a vantagem da diminuição da procura em relação ao esperado.
Embora a nível global pareçam existir vantagens económicas, a nível sectorial há efeitos
opostos. Por exemplo, no cenário PreçoFalso existe um agravamento dos custos ao
consumidor e ao cidadão, um aumento do consumo e um aumento o custo total da
electricidade. Cria-se, assim, um esforço económico adicional sem melhorias tecnológicas,
sociais ou ambientais. Este esforço económico por estar a comprometer a sustentabilidade
2
3
4
Cu
sto
to
tal d
a e
lect
rici
dad
e s
em
cu
sto
s d
e a
po
io
do
Est
ado
(G
€)
Ano
BAU
Sem ApoioEE
ApoioEE mínimo
ApoioEE moderado
ApoioEE máximo
PreçoFalso Sem ApoioEE
Solar Sem ApoioEE
Solar ApoioEE moderado
106
económica do sector eléctrico, o que implica que se reduzam os ganhos (comprometendo os
investimentos de melhoria e reforço do sector eléctrico) ou se crie um défice tarifário (a ser
pago pelos consumidores ou pelos contribuintes, conforme decisão estratégica do Estado)
Em nenhum dos cenários se excedeu a capacidade de produção. Assim, não foi necessário
recorrer à importação de electricidade ou de se efectuar investimentos em reforço do parque
electroprodutor. Caso fosse necessário, os custos da electricidade seriam agravados.
5.5 Análise de sensibilidade
5.5.1 À evolução económica
Para estudar a sensibilidade à evolução económica utilizou-se o indicador PIB.
A Figura 5.22 ilustra a evolução do consumo para o cenário Sem ApoioEE e para uma variação
do PIB em 1%.
Figura 5.22- Evolução do consumo (análise de sensibilidade à evolução económica)
Por observação da Figura 5.22 verifica-se que a sensibilidade do consumo ao PIB é nula no
primeiro ano e aumenta ao longo do período de análise. Assim, a influência do PIB não é
significativa no período inicial, mas os erros da previsão do PIB devem ser tidos em conta para
a análise de médio e longo prazo. No presente caso, uma variação de 1% do PIB provoca, no
último ano do período de análise, uma variação, no mesmo sentido, de cerca de 2% do
consumo.
A Figura 5.23 ilustra o custo da tarifa aos consumidores para o cenário Sem ApoioEE e para
uma variação do PIB em 1%.
46
47
48
49
Co
nsu
mo
(TW
h)
Anos
Sem ApoioEE
VarGDP (+1%)
VarGDP (-1%)
107
Figura 5.23- Custo da tarifa aos consumidores (análise de sensibilidade à evolução económica)
A Figura 5.24 ilustra o custo total da electricidade para o cenário Sem ApoioEE e para uma
variação do PIB em 1%. Por observação da Figura 5.24 verifica-se que a influência do PIB no
custo total ao sector eléctrico é semelhante à influência do PIB no consumo: é nula no primeiro
ano e aumenta ao longo do período de análise. No presente caso, uma variação de 1% do PIB
provoca, no último ano do período de análise, uma variação de 3% do custo total ao sector
eléctrico no mesmo sentido de variação. Isto deve-se ao facto do aumento do PIB conduzir a
um aumento do consumo, que será satisfeito por maior consumo de energias primárias, logo
com maior custo de produção e maior custo de emissão.
Figura 5.24- Custo total da electricidade (análise de sensibilidade à evolução económica)
8
9
10
Cu
sto
da
tari
fa p
ara
o c
on
sum
o (
G€
)
Anos
Sem ApoioEE
VarGDP (+1%)
VarGDP (-1%)
2,9
3,0
3,1
3,2
3,3
Cu
sto
to
tal d
a e
lect
rici
dad
e (
G€
)
Ano
Sem ApoioEE
VarGDP (+1%)
VarGDP (-1%)
108
5.5.2 À evolução tecnológica
Para estudar a sensibilidade à evolução tecnológica utilizou-se o indicador intensidade
energética.
A Figura 5.22 ilustra a evolução do consumo para o cenário Sem ApoioEE e para uma variação
da eficiência energética em 1%. Por observação da Figura 5.22 verifica-se que a variação da
eficiência energética provoca uma variação ao longo de todo o período de análise. Isto deve-se
ao facto de, no cálculo do consumo, a parcela da intensidade energética ser a única a variar.
No presente caso, uma variação de 1% da eficiência energética provoca uma variação, no
sentido oposto, de cerca de 2% do consumo. Este valor não é sempre constante, como na
maioria dos outros estudos, porque foi assumido que o consumo também varia com o preço
médio da tarifa ao consumo.
Figura 5.25- Evolução do consumo (análise de sensibilidade à evolução tecnológica)
A Figura 5.26 ilustra a variação do custo da tarifa aos consumidores. Verifica-se que uma
variação de 1% da eficiência energética provoca uma variação da tarifa, no sentido oposto, de
cerca de 7%. Assim, o custo da tarifa aos consumidores tem muita sensibilidade à eficiência
energética.
45
46
47
48
49
50
Co
nsu
mo
(TW
h)
Anos
Sem ApoioEE
VarEE (-1%)
VarEE (+1%)
109
Figura 5.26- Variação do custo da tarifa aos consumidores (análise de sensibilidade à evolução tecnológica)
A Figura 5.27 ilustra o custo total da electricidade. Por observação da Figura 5.27 verifica-se
que a influência da variação da eficiência energética no custo total ao sector eléctrico tem um
efeito semelhante à influência da variação da eficiência energética no consumo. Isto é verdade
enquanto as tecnologias de produção marginais em cada um dos casos tiverem custos
marginais semelhantes. No presente caso, uma variação de 1% da eficiência energética
provoca uma variação, no sentido oposto, de cerca de 2% do consumo.
Figura 5.27- Custo total da electricidade (análise de sensibilidade à evolução tecnológica)
8,0
8,2
8,4
8,6
8,8
9,0
9,2
9,4
9,6
9,8
10,0
Cu
sto
da
tari
fa p
ara
o c
on
sum
o (
G€
)
Anos
Sem ApoioEE
VarEE (-1%)
VarEE (+1%)
2,9
3,0
3,1
3,2
3,3
Cu
sto
to
tal d
a e
lect
rici
dad
e (
G€
)
Ano
Sem ApoioEE
VarEE (-1%)
VarEE (+1%)
111
6 Conclusões
6.1 Considerações sobre o modelo e o SSD desenvolvidos
O modelo desenvolvido incorpora a análise Top-down com a análise Bottom-up, não podendo
ser comparado com modelos que só utilizem uma das análises e obtenham os dados da outra
análise por saída de um modelo externo ou por dados publicados.
O modelo desenvolvido pode ser utilizado para simulação ou para construção de cenários,
sendo mais completo do que a maioria dos modelos utilizados para o planeamento energético.
O SSD desenvolvido foi utilizado como uma ferramenta de simulação e não para ser utilizado
como ferramenta de optimização.
Foi assumido que, além do consumo variar com o PIB, também varia com o preço de venda da
electricidade. Foi assumido que os consumidores têm ao seu dispor novas tecnologias e que
tomam decisões de investimento em medidas de eficiência energética. Nalguns cenários,
também foi assumido que os consumidores tomam decisões de investimento em autoconsumo.
O modelo foi explorado com vários cenários de políticas energéticas sob duas formas de apoio:
o Estado pode introduzir incentivos ao investimento em medidas de eficiência energética e o
Estado pode subsidiar o preço da tarifa de venda da electricidade.
O modelo conceptual abrange todos os agentes do sector eléctrico, mas o modelo
implementado apresenta uma modelação superficial no subsector da produção. Optou-se por
dar mais importância à modelação no lado do consumo e no papel do Estado como legislador
porque a influência destes agentes tem sido menos explorada e porque já existem diversos
modelos desenvolvidos e com credibilidade no estudo do sector eléctrico no lado da produção.
O modelo desenvolvido prevê que o sector da produção possa interagir com os modelos de
gestão de oferta existentes.
O Sistema de Suporte à Decisão (SSD) desenvolvido na presente tese faz a modelação do
sector eléctrico na componente tecnológica, ambiental e económica. Pode ser utilizado em
modo jogo ou em modo de simulação.
O principal objectivo da presente tese foi modelar o multifacetado sector eléctrico e construir
uma ferramenta de suporte à decisão para os agentes e de análise para diversos utilizadores.
O modelo conceptual teórico e a ferramenta de apoio à decisão desenvolvida fornecem
resultados quantitativos (indicadores-chave) do impacte de medidas permitindo efectuar uma
análise comparativa para a definição de estratégias.para alcanar objectivos definidos. Os
modelos de análise de baixo para cima (bottom-up) são adequados para investigar os impactes
da política energética, para identificar oportunidades de substituição tecnológica (do lado da
oferta e da procura) e definir padrões de emissão. A sua principal fraqueza é negligenciar o
impacte macroeconómico dos diferentes sistemas energéticos. Assim, na presente tese optou-
se também por introduzir o problema de cima para baixo (top-down) para estudar a influência
da evolução actividade económica (tendo sido utilizado o indicador PIB). Assim, o modelo
desenvolvido na presente tese consegue replicar o sector eléctrico Português.
O SSD desenvolvido apresenta um interface claro com o utilizador apesar de conter muita
informação. A organização dos dados e a sua segmentação permite introduzir mais
112
complexidade no estudo do sistema sem excluir, da utilização do SSD, os utilizadores menos
familiarizados com todas as áreas de conhecimento do sector eléctrico. Com este SSD é
possível quantificar e comparar medidas de política, permitindo testá-las antes de as
implementar de modo a efectuar uma selecção, a prever-se o resultado de algumas opções,
definir estratégias de introdução de medidas e mitigar os impactes nos grupos de risco
identificados. Assim, o sistema de suporte à decisão é simples de manipular e tem utilidade
para diversos utilizadores, conforme era pretendido. Em conclusão, a tese cumpriu os
objectivos propostos.
6.2 Síntese de resultados
O cenário BAU representa a continuação das actuais medidas de política, verificando-se que
apresenta indicadores fracos na vertente energética, económica, ambiental e social. Além
disso, a evolução do consumo no cenário BAU obriga à antecipação de investimentos em
reforço do parque electroprodutor e em redes.
Sem intervenção do Estado, verificou-se que, se os consumidores conhecerem o seu potencial
de poupança, há uma tomada de decisão em investimentos para melhoria da eficiência
energética, reduzindo-se o consumo e a procura à rede. Existe, assim, um potencial de
redução de consumo rentável que não está a ser implementado. Este cenário base foi
denominado por cenário Sem ApoioEE.
Nos cenários de apoio à eficiência verifica-se que a procura à rede diminui ainda mais do que
no cenário Sem ApoioEE. Nestes cenários foi assumido que o custo do incentivo do Estado é
acrescentado ao custo da electricidade porque se reconhece a vantagem transversal destes
investimentos.
Com a tomada de decisão em investimentos em eficiência energética com Apoio do Estado, o
custo total da electricidade incorpora duas tendências opostas: aumenta porque é introduzido o
custo dos incentivos do Estado e diminui porque há uma redução da procura à rede. Nos
cenários testados verificou-se que o saldo é positivo, i.e., a curto prazo o custo total da
electricidade é menor nos cenários de apoio à eficiência do que no cenário Sem ApoioEE,
verificando-se o retorno do investimento.
No cenário PreçoFalso Sem ApoioEE, o Estado subsidia o preço de venda da electricidade aos
consumidores, de forma a aliviar o esforço económico na tarifa dos consumidores. Nestes
cenários, o consumo de electricidade é maior, sendo uma consequência da decisão de adiar o
investimento em medidas de eficiência energética (porque o período de retorno do capital
aumenta) e da reacção do consumo a um preço aparente mais baixo do que no cenário Sem
ApoioEE. No cenário PreçoFalso, verifica-se que o custo ao cidadão é maior do que o custo
total ao consumidor. Assim, a subsidiação do preço introduz um défice tarifário.
A redução da procura à rede apresenta ainda outras vantagens: diminui o custo total da
electricidade, o preço da tarifa, os impactes ambientais, o desperdício energético e a
dependência energética. Além disso, adia a necessidade de investimento em reforço de
capacidade instalada no sector da produção e nas redes. O aumento da procura à rede tem o
113
efeito oposto. Além disso, no cenário PreçoFalso Sem ApoioEE, tendo em conta que a tarifa é
subsidiada, o custo aparente ao consumidor é menor, comprometendo a sustentabilidade
económica do sector eléctrico e criando um défice tarifário que terá de ser pago pelos
consumidores (como foi decidido em Portugal, por exemplo) ou pelos contribuintes (como foi
decidido em Espanha, por exemplo). De acordo com os cenários simulados verifica-se que o
apoio à tarifa faz aumentar o custo total da electricidade, logo o preço da tarifa para todos os
sectores do consumo. Por isso, as famílias têm um maior aumento do preço esperado da
electricidade, tornando os seus investimentos em eficiência energética ainda mais aliciantes e
diminuindo mais a procura de electricidade à rede. Esta maior redução da procura pelas
famílias evita que a procura total (i.e., a procura agregada de todos os consumidores) seja
ainda maior do que se verifica.
Os consumidores podem também tomar decisão de serem produtores descentralizados de
electricidade, efectuando investimento em autoconsumo para reduzir a procura de electricidade
à rede. Na presente tese foram analisados cenários com produção solar. Nestes cenários de
autoconsumo, designados por Solar, foi assumido que os custos totais de investimento são
suportados pelo consumidor. Nos cenários Solar, há uma redução de procura de electricidade
à rede. O custo ao consumidor incorpora duas tendências: aumenta porque existem custos de
investimento em autoconsumo solar e diminui porque diminui o custo da tarifa. Nos cenários
simulados verifica-se a vantagem para os consumidores dos investimentos efectuados.
Existem também as vantagens já referidas atribuídas à redução da procura à rede.
De acordo com os cenários simulados, verifica-se que uma estratégia de Apoio à eficiência é
melhor do que uma estratégia de Apoio à tarifa. Verifica-se também que a tomada de decisão
em autoconsumo reduz os investimentos em eficiência energética, obtendo-se menor redução
do desperdício energético. A análise desenvolvida leva à seguinte reflexão: O desenvolvimento
tecnológico, o ambiente e a economia não são rivais. Para haver um ganho num lado não é
necessário existir uma perda nos restantes. O papel dos consumidores é importante e um sinal
de preço claro pode ajudar a consumir, a preservar e a investir.
6.3 Desenvolvimentos futuros
Pese embora o modelo desenvolvido e o sistema de suporte à decisão tenham cumprido os
objectivos propostos na presente tese, esta linha de investigação ainda é um trabalho em
progresso. Assim, existem algumas melhorias que podem enriquecer o presente estudo:
- São diversos os modelos utilizados por diversos autores. Carece efectuar uma
comparação entre os resultados produzidos por cada um desses modelos para os
mesmos cenários da presente tese e comentar as características do modelo e as
simplificações assumidas;
- Embora os sectores económicos estejam desagregados (estudo multi-sectorial:
famílias, indústria e serviços), falta a identificação das necessidades básicas de
consumo de electricidade e de energia para determinação dos cosnumos mínimos;
114
- Embora sejam consideradas as elasticidades de substituição entre as tecnologias de
produção (influenciando a quota das energias primárias), faltam as de substituição da
energia no consumo (não se considerando os aparelhos não eléctricos);
- A construção de grandes centrais apenas para satisfazer o pico de consumo sazonal
e diária é uma gestão ineficaz do sector eléctrico. O modelo da presente tese pode
ser enriquecido com a análise de mercado diário;
- Decisões baseadas em mercados liberalizados não são tecnologicamente neutras. As
decisões em mercados liberalizados baseiam-se em lucros a curto prazo e aposta na
construção de centrais de energia com baixos custos de capital e de elevados custos
marginais. Na ausência de incentivos, isso significa uma aposta em centrais a gás.
Carece um estudo dos incentivos baseados na tecnologia para alterar esta decisão;
- Portugal está actualmente a assistir um crescente processo de electrificação na
mobilidade, com a introdução do veículo eléctrico, devido à incerteza económica,
vontade politica, insegurança do petróleo e preocupações ambientais. Por outro lado,
apesar do desenvolvimento tecnológico das baterias, a flexibilidade e autonomia são
menores com o veículo eléctrico do que com os actuais veículos;
- O sistema de incentivos aos automóveis empresariais pode conduzir a uma
massificação dos carros eléctricos de empresa para uso particular. Tendo em conta
que o abastecimento nocturno é da responsabilidade do utilizador e o abastecimento
diurno é da responsabilidade da empresa, esta massificação pode agravar os
impactes no diagrama de carga diário;
- Com a produção descentralizada, as redes de distribuição em baixa tensão estão a
sentir os efeitos que as redes de media tensão sentiram com a introdução da E-RES,
nomeadamente a nível de bidireccionalidade. Assim, o planeamento da expansão e
da protecção das redes é um estudo mais complexo.
Considerando o âmbito e os conhecimentos envolvidos, qualquer desenvolvimento futuro pode
ter o foco nas perguntas seguintes:
- Quem vai investir em quê?
- Qual é a verdadeira eficácia ambiental das medidas de eficiência energética?
- Qual o efeito do autoconsumo nas medidas de política?
- Qual é o efeito dos instrumentos de política de energia e de ambiente?
- Qual o faseamento da introdução ou da retirada de uma medida?
- Quais as medidas de substituição para uma determinada melhoria de um conjunto de
indicadores?
115
7 Referências
Abernethy, Margaret A., Wai Fong, Chua, Luckett, Peter F. & Selto, Frank H. (1999). Research in Managerial Accounting: Learning from Others' Experiences. Accounting & Finance, 39(1), 1-27.
Abreu, Carla. (2007). Custos financeiros e sociais da geração de electricidade em parques eólicos. Universidade do Minho.
ADENE. (2010a). Guia da Eficiência Energética. ADENE. (2010b). Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética. from http://www.adene.pt/pt-
pt/pnaee/paginas/pnaee.aspx ADENE. (2010c). Utilização Racional de Energia: Eficiência energética na Indústria. AEP. (2015). Eficiência Energética na Indústria: Plano Setorial de Melhoria da Eficiência Energética em
PME. Al-Faris, Abdul. (2002). The Demand for Electricity in the GCC Countries. Elsevier Energy Policy
Journal, 30(2), 117-124. Almeida, Aníbal. (2011). Characterization of the household electricity consumption in the EU, potential
energy savings and specific policy recommendations. Energy and Buildings, 43(8), 1884-1894. doi: http://dx.doi.org/10.1016/j.enbuild.2011.03.027
Amador, João. (2010). Produção e Consumo de Energia em Portugal: Factos Estilizados. In Banco de Portugal (Ed.), Boletim Económico (pp. 71-86).
Antunes, Paula, Santos, Rui, Martinho, Sandra, & Lobo, Gonçalo. (2003). Estudo Sobre Sector Eléctrico e Ambiente - Relatório Sintese. Departamento de Ciências e Engenharia do Ambiente, 1-112.
APA. (2010). SIDS- Sisema de indicadores de desenvolvimento sustentável. Agência Portuguesa do
Ambiente. APER. (2010). from www.aper.it APICER. (2012). Manual de boas práticas na Utilização Racional de Energia e Energias Renováveis. APREN, Associação Portuguesa de Energias Renováveis. (2010). Estudo do Impacto Macroeconómico
do Sector das Energias Renováveis em Portugal. APREN, Associação Portuguesa de Energias Renováveis. (2011). Avaliação dos custos e benefícios da
electricidade de origem renovável. Ashley, D.B. and Bonner, J.J. (1987). Political risks in international construction. Journal of Construction
Engineering and Management, 113(3), 447-467. Bana. (2015). MacBeth. from http://www.m-macbeth.com/pt/m-home.html Barros, Tiago. (2014). Previsão de carga – Comparação de técnicas. (Master), Faculdade de Engenharia
da Universidade do Porto. Bataille, Chris, Jaccard, Mark, Nyboer, John, & Rivers, Nic. (2006). Towards general equilibrium in a
technology-rich model with empirically estimated behavioral parameters. The Energy Journal, 93-112.
BdP. (2014). Relatório do Conselho de Administração: A Economia Portuguesa (Banco de Portugal Ed.). BEE, German Renewable Energy Federation. (2010). from http://www.bee-ev.de Bento, Ian W. H. Parry; Antonio Miguel. (1999). Tax Deductible Spending, Environmental Policy, and
the "Double Dividend" Hypothesis. Resources for the Future, 99-24. Blarke, Morten. (2015). COMPOSE: Compare Options for Sustainable Energy. from
http://homes.et.aau.dk/mbb/compose.htm Bosquet, Benoit. (2000). Environmental tax reform: does it work? A survey of the empirical evidence.
Ecological Economics, 34(1), 19-32. Boucinha, Júlia. (1991). Electricty Demand Trends in Portugal. Paper presented at the ELAB - Encontro
Luso Afro-Brasileiro de Redes de Energia. Branquinho, Patrícia. (2014). Modelos de Previsão do Consumo Energético no Sector Residencial.
(Master), IST. Brazão, Ana. (2012). Políticas para a Promoção da Eficiência Energética na Indústria Portuguesa.
(undergraduate ), FCT-UNL. Bru, Lukas. (2011). The multiple pathways to industrial energy efficiency: Duke University. Bureau, European Environmental. (2002). EEB position paper. Paper presented at the OECD conference,
Berlin. Butf, Anjum Aqeel; Mohammad. (2001). The Relationship Between Energy Consumption and Economic
Growth in Pakistan. Asia-Pacific Development Journal, 8(2). Cabral, Ana. (2012). Tributação da electricidade num contexto ambiental. (Master), Universidade
Católica Portuguesa do Porto. Campos, Ana. (2010). Intelligent decision support systems for collaboration in industrial plants. (PhD),
FCT-UNL.
116
Capros, P. (1995). Integrated economy-energy-environment models. Paper presented at the International Symposium on Electricity, Health and the Environment: Comparative Assessment in Support of Decision Making, IAEA, Vienna, Austria.
Carmona, Nuno. (2006). Modelação Econométrica da Procura de Electricidade em Portugal
Continental: Uma Aplicação Empírica. ISEG. CEEGA, Centro de Economia Ecológica e Gestão do Ambiente. (2000). Estudo sobre sector eléctrico e
ambiente- 1º relatório Impactes ambientais do sector eléctrico. Celestino, Nuno. (2014). Modelação e otimização do sistema elétrico Português com desagregação
regional. (Master), IST. CES, Coalition for Energy Savings. (2013). A binding energy savings target for 2030. Chalmers, University of Technology. ( 2010). from http://www.chalmers.se COM. (2005). Member States Reports in the framework of the Directive 2001/77/EC on renewable
electricity: European Commission. COM. (2008). Tratado CEE. from
http://europa.eu/legislation_summaries/institutional_affairs/treaties/treaties_eec_pt.htm COM. (2009). Factsheets by Country. from http://ec.europa.eu/energy/energypolicy/factsen.htm COM. (2010a). EU Energy in Numbers. European Commission, 1-228. COM. (2010b). Innovation of Energy Technologies: the role of taxes Taxation Studies from Directorate
General Taxation and Customs Union (Vol. 36). COM. (2010c). Taxation trends in the European Union: European Commission. COM. (2015). Country-specific recommendations. http://ec.europa.eu/europe2020/making-it-
happen/country-specific-recommendations/index_en.htm Costa, Ana. (2010). Aplicação de medidas de eficiência energética na academia militar – Impacto
económico. (Trabalho de investigação aplicada), Academia Militar. Cruz, Teresa. (2008). Eficiência Energética nos Edifícios Públicos em Penafiel. (Master), Universidade
de Aveiro. Cúmano, Gonçalo. (2009). Análise técnica e económica de diferentes estratégias passivas de eficiência
energética de um edifício. (Master), IST. D. Connolly, H. Lundb, B.V. Mathiesenb, M. Leahya,. (2010). A review of computer tools for analysing
the integration of renewable energy into various energy systems. Applied Energy, 87(4), 1059-1082.
DanishEnergyAgency. (2010). from http://www.ens.dk Davis, Gordon B. (1974). Management Information Systems: McGraw-Hill. De Vany, A.S. & Walls, W.D. (1997). Price Dynamics in a Network of Power Markets. California Irvine,
97-98-14. DECO, Associação Portuguesa para a Defesa do Consumidor. (2010). Electricidade: exigimos custos sem
extras. Demarty, M. ; Bastien, J. (2011). GEE emissions from hydroelectric reservoirs in tropical e equatorial
regions: Review of 20 years of CH4 emission measurements. Elsevier journal, Energy Policy 39
4197-4206. DGEG. (2010). Balanço Energético 2010 em Portugal. DGEG. (2011a). Balanço energético por sectores 2000‐2011. . from www.dgeg.pt/ DGEG. (2011b). Estatísticas e Preços-Balanços e Indicadores Energéticos (Governo de Portugal -
Ministério da Economia e do Emprego, Trans.). In Direcção Geral de Energia e Geologia (Ed.). Lisboa.
DGEG. (2014). Energia em Portugal- principais números. from http://www.dgeg.pt?cr=13985 Domingues, Nuno. (2005). Simulação do Mercado Ibérico de Electricidade - MIBEL: Análise de
Sensibilidade do Preço Final de Mercado à Variação do Consumo e do Preço dos Combustíveis. (undergraduate ), ISEL.
Domingues, Nuno. (2008). Oferta estratégica da geração em mercados de energia eléctrica. (Master ), IST.
Donella H. Meadows, Dennis L. Meadows, Jorgen Randers, William W. Behrens Ill. (1972). The Limits
to Growth: Potomac Associates. Dorf, Richard C. (1997). The Electrical Engineering Handbook: CRC Press. Dozzi, S.P.; S.M., AbouRizk; S.L., Schroeder. (1996). Utility-theory model for bid markup decisions.
ASCE Journal of Construction Engineering and Management, 122(2, 119-124. E4cast. (2015a). Accurate weather and power forecasts for wind farms. from
http://www.e4cast.it/index.php/en/2012-10-12-07-22-21/latest-news/42-e4cast-solar-power E4cast. (2015b). E4cast solar power. from http://www.e4cast.it/index.php/en/2012-10-12-07-22-21/latest-
news/42-e4cast-solar-power
117
ECN. (2012). On the design of an EU climate and energy policy framework for 2030 - with special reference to renewable energy Policy Studies: Energy research Centre of the Netherlands.
EDP. (2014a). from www.edp.pt EDP. (2014b). Origens da Eletricidade. Retrieved from
http://www.edpsu.pt/pt/origemdaenergia/Pages/OrigensdaEnergia.aspx website: EDP. (2014c). Responsabilidade e social e ambiente. from http://www.a-nossa-
energia.edp.pt/responsabilidade_social_ambiente/ambiente.php EEA. (2000). Environmental Fiscal’s: recent developments in tools for integration. EEA. (2001). Late lessons from early warnings: the precautionary principle 1896-2000. EEA. (2012). Environmental tax reform in Europe: opportunities for eco-innovation (09 Jan 2012 ed.):
European Environmental Agency. EEA. (2013). Achieving energy efficiency through behaviour change: what does it take? : European
Environmental Agency. EEA. (2014). Legislation Summaries. from http://europa.eu/legislation_summaries/energy/index_pt.htm EEB, European Environmental Bureau. (2014). EEB Position on the EU’s 2030 Framework for Climate
and Energy Policies. EIA, Energy Information Agency. (2010). from www.eia.gov EIA, Energy Information Agency. (2012). from www.eia.gov Endesa. (2014). Como é produzida a electricidade que consome? , from
http://www.endesa.pt/PT/iframe.asp EPTA. (2007). Guidelines for Energy Efficiency in Hospitals. ERC, Energy Research Centre of Netherlands. (2010). from www.ecn.nl/home EREC, European Renewable Energy Council. (2010). RES National Policy Reviews. Despacho nº 21496-A/99 (1999). ERSE, Entidade Reguladora do Sector Energético. (2011a). Caracterização da procura 2010. ERSE, Entidade Reguladora do Sector Energético. (2011b). Executive Summary. ERSE, Entidade Reguladora do Sector Energético. (2014a). Caracterização da procura de energia elétrica
em 2014. ERSE, Entidade Reguladora do Sector Energético. (2014b). Relatório Mercado Liberalizado de
Eletricidade - Maio 2014. ERSE, Entidade Reguladora do Sector Energético. (2015a). Ciclo horário. ERSE, Entidade Reguladora do Sector Energético. (2015b). Regulamento de Relações Comerciais. EuropeanCommission. (2010). Domínios de intervenção da União Europeia. from
http://europa.eu/pol/index_pt.htm Eurostat. (2012a). Electricity prices for household consumers. Eurostat. (2012b). Gas prices for household consumers. EuroStat. (2014). Statistics by theme. from
http://epp.eurostat.ec.europa.eu/portal/page/portal/statistics/themes Evans, Joanne & Richard Green. (2005). Why did Brittish Electricity Prices fall after 1998. Department
of Economics Working Paper, WP 05-13. FAO, IUCN, UNEP, UNESCO, WWF. (1980). World conservation strategy : living resource
conservation for sustainable development: IUCN. Ferguson, Robert L., & Jones, Curtis H. (1969). A Computer Aided Decision System. Management
Science, 15(10), B-550-B-561. Finnish, Ministry of Employment e Economy. (2010). from http://www.tem.fi/?l=en Flataboe, Nils. (2005). Deregulation of the Electricity Industry in the Nordic countries. Paper presented at
the IEEE Power Engineering workshop Singapore Fortes, Patricia. (2014). Clearing the cloudy crystall balls: Hybrid modelling for energy and climate
change mitigation scenarios – A case study for Portugal. (Doutoramento), FCT. Freire, Carlos Miguel Monteiro. (2004). Um Estudo de Caso: a liberalização do sector eléctrico e os
processos de mudança organizacional no monopólio da distribuição de energia eléctrica em
Portugal. ISEG. Freitas, Helder. (2008). Análise da Eficiência Energética em Edifícios alimentados em Media Tensão.
(Mestrado Integrado), FEUP. Friedmann, Rafael. (2005). California Industrial Energy Efficiency Potential: ACEEE. GALP. (2014). Eletricidade: origens e impacte ambiental. from
http://www.galpenergia.com/PT/ProdutosServicos/Produtos/Eletricidade/Centro-de-informacao/A-nossa-Energia/Paginas/A-nossa-Energia.aspx
GAMS. (2015). General Algebraic Modeling System. from www.gams.com
118
Ganhão, António. (2011). Construção sustentável - Propostas de melhoria da eficiência energética em
edifícios de habitação. (Master), FCT-UNL. GBE, Green Budget Europe. (2009). Economic Instruments for Energy Efficiency and the Environment
In Policy Research Report (Ed.). GEOTA. (2013). Reforma Fiscal Ambiental: fiscalidade e incentivos no sector energético. German, Federal Ministry for Environment, Nature Conservation e Nuclear Safety. (2010). from
http://www.bmu.de/english/renewable_energy GFN, Global Footprint Network. (2012). Global Footprint Network. from
http://www.footprintnetwork.org/images/article_uploads/2012_Annual_Report.pdf Ghersi, Jean-Charles Hourcade; Mark Jaccard; Chris Bataille; Frederic. (2006). Hybrid Modeling: New
Answers to Old Challenges Introduction to the Special Issue of The Energy Journal. The Energy
Journal, Hybrid Modeling. doi: 10.5547/ISSN0195-6574-EJ-VolSI2006-NoSI2-1 Ghosh, Sajal. (2002). Electricity Consumption and Economic Growth in India. Elsevier Energy Policy
Journal, 30(2), 125-129. Goldstein, Loulou; Remne; Kanudia; Lehtila;. (2005). Documentation for the TIMES Model (pp. 1-78). Gory, G. Anthony; Martin, Michael Scott. (1971). A Framework for Management Information Systems.
sloan management review. Goulder, Lawrence H. (1994). Environmental Taxation and the "Double Dividend:" A Reader's Guide.
International Tax Policy Forum, 2(2), 157-183. Green, Richard. (2004). Electricity Transmission Pricing: How Much Does it Cost to Get it Wrong?
Cambridge Working Papers in Economics, CWPE 0466. Grilo, João. (2012). Avaliação do Potencial de Poupança de Energia na Habitação em Portugal.
(undergraduate ), FCT-UNL. Grubb, M., Kohler, J., & Anderson, D. (2002). Induced technical change in energy and environmental
modeling: Analytic approaches and policy implications. Annual Review of Energy and the
Environment, 27, 271-308. doi: 10.1146/annurev.energy.27.122001.083408 Haettenschwiler, P. (1999). Neues anwenderfreundliches Konzept der Entscheidungsunterstützung. Gutes
Entscheiden in Wirtschaft, Politik und Gesellschaft, 189-208. Hans-WernerSinn. (2012). The Green Paradox: A Supply-Side Approach to Global Warming. Heffner, Robert Tromop Vida Rozite Grayson (2010). [Industrial Energy Efficiency: Opportunities and
challenges for government policy]. Higino, Gonçalo. (2014). Indicadores de Desempenho Ambiental do Sector Eléctrico em Portugal.
(Master), FCT-UNL. Holt, Charles C., & Huber, George P. (1969). A Computer Aided Approach to Employment Service
Placement and Counseling. Management Science, 15(11), 573-594. Horne, Matt, Jaccard, Mark, & Tiedemann, Ken. (2005). Improving behavioral realism in hybrid energy-
economy models using discrete choice studies of personal transportation decisions. Energy
Economics, 27(1), 59-77. doi: http://dx.doi.org/10.1016/j.eneco.2004.11.003 I Moghram, S Rahman. (1989). Analysis and Evaluation of Five Short-Term Load Forecasting
Techniques. IEEE Transactions on Power Systems, 4(4), 1484-1491. ICOLD, International Commission on Large Dams. (2014). Dams and Environment. from
http://www.icold-cigb.org/GB/Dams/dams_environment.asp IEA, International Energy Agency. (2011). World Energy Outlook 2010. INE, Instituto Nacional de Estatística. (2014). Contas Nacionais - SEC2010, base 2011. IPCC. (2006). Guidelines for National Greenhouse Gas. Energy Policy, 2. IPCC. (2014a). Climate Change 2014: Impacts, Adaptation, and Vulnerability. IPCC. (2014b). Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change (Working Group III Technical
Support Unit Ed.): Cambridge Publisher. IPMVP. (2015). Overview of current best practice techniques available for verifying results of energy
efficiency, water efficiency, and renewable energy projects in commercial and industrial facilities. from http://evo-world.org/index.php?option=com_content&view=article&id=272&Itemid=379&lang=en
Italian, Ministry of Economic Development. (2010). from http://dgerm.sviluppoeconómico.gov.it/dgerm/ben/ben_2007.pdf
Jaccard, Mark, Murphy, Rose, & Rivers, Nic. (2004). Energy–environment policy modeling of endogenous technological change with personal vehicles: combining top-down and bottom-up methods. Ecological Economics, 51(1–2), 31-46. doi: http://dx.doi.org/10.1016/j.ecolecon.2004.06.002
119
Jaccard, Mark, Nyboer, John, Bataille, Chris, & Sadownik, Bryn. (2003). Modeling the Cost of Climate Policy: Distinguishing Between Alternative Cost Definitions and Long-Run Cost Dynamics. The
Energy Journal, 24(1), 49-73. Kangari, R., Riggs, L.S. (1989). Construction risk assessment bylinguistics. IEEE Transactions on
Engineering Management 36(2), 126-131. Koli Fatai, Les Oxley, Frank G. Scrimgeour. (2003). Modeling and Forecasting the Demand for
Electricity in New Zealand: A Comparison of Alternative Approaches. The Quarterly Journal of
the IAEE's Energy Economics Education Foundation, 24(1). Lin, Bo Q. (2003). Electricity Demand in the People's Republic of China: Investment Requirement and
Environmental Impact. Asian Development Bank(Working Paper n.37). Little, John D. C. (1970). Models and Managers: The Concept of a Decision Calculus. Management
Science, 16(Number 8), B-466–B-485. Lopes, João. (2014). Indicadores de desempenho ambiental do sector do petróleo e gás natural em
Portugal. (Master), FCT-UNL. Lopes, Pedro. (2005). Metodologias de calibração e validação do modelo de simulação climática
CLIGEN de apoio à modelação de perda de solo. (Master), Universisdade de Évora. Löschel, Andreas. (2002). Technological change in economic models of environmental policy: a survey.
Ecological economics, 43(2), 105-126. Loulou, Goldstein G., Noble, K. (2004). Documentation for the MARKAL Family of Models. LPN, Liga para a Protecçao da Natureza. (2010). 60 Anos pela Natureza em Portugal. Majandus, Ministry of Economic Affairs and Communications da Estonia. (2010). from www.mkm.ee Decreto-Lei n.º 153/2014 (2014). Marakas, G. M. (1999). Decision support systems in the twenty-first century. Upper Saddle
River(Prentice Hall). Martins, Júlia Boucinha; Pedro. (2006). Electricity Demand Forecasting in Portugal: EDP Distribuição -
Grupo EDP. Metz, Bert. (2001). Climate change 2001: mitigation: contribution of Working Group III to the third
assessment report of the Intergovernmental Panel on Climate Change (Vol. 3): Cambridge University Press.
Morton, Scott. (1967). Computer-Driven Visual Display Devices — Their Impact on the Management Decision-Making Process. Harvard Business School.
Moselhi, O. and Deb, B. (1993). Project selection considering risk. Construction Management and
Economics, 11, 45-52. Mosko, Juliano. (2010). Eficiência energética na indústria: elaboração e planejamento de programas de
conservação de energia Revista de Engenharia e Tecnologia. Motiva. (2010). from http://www.motiva.fi/en NAS, National Academy of the Sciences. (2008). Critical Minerals and the U.S. Economy. Minerals. Newbery, D. & M. Pollit. (1997). The Restructuring and Privatisation of Britain’s CEGB - Was it worth
it? The Journal of Industrial Economics, 45(3), 269-303. OECD. (1992). The polluter-pays principle- analyses e recommendations: environment directorate. OECD. (2015). Policy Challenges for the Next 50 Years: OECD Publishing. Papalexopoulos, A. (1990). A Regression-Based Approach to Short-Term System Load Forecasting.
IEEE Transactions on Power Systems, 5(4), 5135-1547. Parry, Ian W. H. (1995). Pollution Taxes and Revenue Recycling. Journal of Environmental Economics
and Management, 29, 64-77. Peak, J.H., Lee, Y.W., and Ock, J.H. (1993). Pricing Construction Risk - Fuzzy Set Application. ASCE
Journal of Construction Engineering and Management, 119(4), 743-756. Pfluger, Benjamin. (2014). Assessment of least-cost pathways for decarbonising Europe's power supply
(Karlsruher Institut f ̈ur Technologie Ed.). Pina, André. (2012). Supply and Demand Dynamics in Energy Systems Modeling. (PhD), IST. Pordata. (2014). Base de dados de Portugal Contemporâneo. from www.pordata.pt PortGov. (2013). Governo de Portugal. from www.portugal.gov.pt/media/371372/mou_pt_20110517.pdf Power, D. J. (1997). "What is a DSS?". DSstar, The On-Line Executive Journal for Data-Intensive
Decision Support, 1(3). Power, D. J. (2002). Decision support systems: concepts and resources for managers. Greenwood
Publishing Group. Quercus. (2010). Sensibilização e Redução do Consumo de Energia. Raymond, R. C. (1966). Use of the Time-Sharing Computer in Business Planning and Budgeting.
Management Science, 12(8), B-363-B-381. RCM. (2013). Resolução do Conselho de Ministros nº 20 de Abril de 2013.
120
REA, Renewable Energy Association. (2010). from http://www.r-e-a.net RECET. (2007). Guia de boas práticas de medidas de utilização racional de energia (URE) e energias
renováveis (ER). REN, Redes Energéticas Nacionais. (2014). from www.ren.pt RISOE, National Laboratory dor Sustainable Energy. (2010). from http://www.risoe.dk Rivers, Nic, & Jaccard, Mark. (2005). Combining top-down and bottom-up approaches to energy-
economy modeling using discrete choice methods. The Energy Journal, 83-106. Rivers, Nic, & Jaccard, Mark. (2006). Useful models for simulating policies to induce technological
change. Energy Policy, 34(15), 2038-2047. doi: http://dx.doi.org/10.1016/j.enpol.2005.02.003 Robert Engle, Clive Granger, J Hallman (1989). Merging Short- and Long-Run Forecasts: An Application
of Seasonal Cointegration to Monthly Electricity Sales Forecasting. Journal of Econometrics,
1(1), 45-62. Rosen, Johannes, Tietze-Stöckinger, Ingela, & Rentz, Otto. (2007). Model-based analysis of effects from
large-scale wind power production. Energy, 32(4), 575-583. doi: http://dx.doi.org/10.1016/j.energy.2006.06.022
Rosinha, Cristina. (2014). Previsão a curto prazo dos preços de mercado diário de eletricidade. (Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores), Universidade do Porto. (99303)
Rutherford, Thomas F., & Böhringer, Christoph. (2006). Combining Top-Down and Bottom-up in Energy Policy Analysis: A Decomposition Approach
In ZEW Discussion Papers (Ed.): Center for European Economic Research. S. Dey, M.S. Shephard and J.E. Flaherty. (1997). Geometry representation issues associated with p-
version finite lement computations. Comp. Meth. Appl. Mech. and Eng., 150(1-4), 39-56. Santana, João J. E. e Resende, Maria José (2006). Reflectir Energia: ETEP - Edições Técnicas e
Profissionais. SCB, Statistic Sweden. (2010). from http://www.scb.se/default____2154.aspx Schmidt-Faber, Claudius. (2003). Environmental Fiscals in the European Union 1980-2001. Serra, Filipe. (2010). Implementação de Fontes de Energia Renovável em Meio Urbano. (Master), IST. SIEMENS. (2015). EPLAN. from http://www.eplan.pt/pt/start Silva, Patricia. (2014). Clearing the cloudy crystal balls: Hybrid modelling for energy and climate change
mitigation scenarios – A case study for Portugal. (PhD), FCT-UNL. Silva, Susana, Soares, Isabel, & Afonso, Óscar. (2010). E3 Models Revisited: Universidade do Porto,
Faculdade de Economia do Porto. Simões, João Cleto; Sofia. (2007). Cenários para o sistema energético Português para 2030. Clean Air:
International Journal on Energy for a Clean Environment SINTEF. (2015). from http://www.sintef.no/en/ Sorrell, Steve. (2011). Barriers to Industrial energy efficiency. In United Nations (Ed.). Development
policy, statistics and research branch. Sprague, R. H., Jr., and Watson, H. J. (1979). Bit by Bit: Toward Decision Support Systems. California
Management Review, 22(1), 60-68. Sutherland, Ronald J. (1991). Market barriers to energy-efficiency investments. The Energy Journal, 15-
34. SwedishEnergyAgency. (2010). from http://www.energimyndigheten.se/en Tahsin Bakirtas, Sohbet Karbuz, Melike Bildirici. (2000). An Econometric Analysis of Electricity
Demand in Turkey. METU Studies in Development, 27(1). Tallin, University of Technology. (2010). from www.ttu.ee Terna, Italian electricity distribution company. (2010). from http://www.terna.it/ TNA, The National Archives. (2008). Renewable Energy Strategy consultation. Transport, Hungarian Ministry Energy e. (2010). from http://www.eh.gov.hu Turban, Efraim. (1967). THE USE OF MATHEMATICAL MODELS IN PLANT MAINTENANCE
DECISION MAKING. Management Science, 13(6), B-342. UE. (2006). LIVRO VERDE: Estratégia europeia para uma energia sustentável, competitiva e segura In
COMISSÃO DAS COMUNIDADES EUROPEIAS (Ed.), SEC(2006) 317. UE. (2015). A construção europeia através dos tratados. from
http://europa.eu/legislation_summaries/institutional_affairs/treaties/index_pt.htm UKGovernment, Department of Business Enterprise e Regulatory Reform. (2010). National Statistics
Publication. UN. (1987). Our Common Future. United Nations: World Commission On Environment and
Development.
121
UNAPRGF. (2015). A melhoria da eficiência energética numa Unidade Militar 2012 - 2015. Estado-Maior-General das Forças Armadas: Unidade de Apoio ao Reduto Gomes Freire.
US-DE, US Department of Energy. (2010). CRITICAL MATERIALS STRATEGY. Vale, Cátia. (2014). Regulação económica no setor elétrico: Discussão das metodologias de cálculo do
custo de capital. (Master), Universidade do Porto. VTT, Research Centre. (2010). Williamson, Oliver. (1976). Franchise Bidding for Natural Monopolies - In General and With Respect to
CATV. Bell Journal of Economics and Management Science, 7, 73-104. Winston, Clifford. (1993). Economic Deregulation: Days of Reckoning for Microeconomists. Journal
ofvEconomic Literature, 31, 1263-1289. Yeo, G. K. (1991). A Framework for Developing Simulation Game Systems. Simulation & Games, 22,
308-327.
122
123
124
125
Anexo 1. Electricidade
A.1.1. Evolução do sector eléctrico a nível internacional
Até finais dos anos 70 dominava o monopólio da produção, transmissão, distribuição e
atribuição da tarifa de energia no sector eléctrico, em que a mesma entidade efectuava a
gestão de todo o sistema. Considerava-se a electricidade um bem essencial e eram os
organismos estatais que regulavam o mercado e suportavam os eventuais prejuízos.
Começou-se então a admitir que a melhor maneira de minimizar os custos e oferecer
diversidade de preços para os diferentes clientes (de acordo com as suas características) seria
dividir o sector eléctrico (quer em várias especialidades, quer dentro da mesmo especialidade).
Argumentava-se que, além de permitir a livre entrada e saída de empresas no mercado e
obrigar as empresas instaladas a manter elevados níveis de inovação e eficiência, se reduzia
também o peso do Estado na economia (Williamson, 1976; Winston, 1993). No entanto,
receou-se um mercado demasiado competitivo em que fosse difícil garantir um nível adequado
de qualidade (continuidade de serviço, ripple e outros ruídos, nível de tensão, forma de onda,
entre outros) pela redução de custos em manutenção de máquinas e equipamentos e também
pelos cortes na investigação e na formação profissional (Evans, 2005; Green, 2004). Outro
receio era que a redução de custos de produção não fosse suficiente para impedir que, após
ser transaccionada por todos os agentes intervenientes no mercado, o preço final fosse
superior ao do sector eléctrico integrado convencional (Newbery, 1997).
A primeira fase do processo foi no início da década de 80, com as principais características das
alterações do sector eléctrico seguintes: a privatização das centrais produtoras, a liberalização
do mercado, a criação de uma entidade reguladora e o aparecimento de novos agentes no
negócio da electricidade. Estes novos mercados assistiram a uma introdução da competição
num mercado de infraestruturas físicas. A regulação enfrentava o problema da dualidade
rigidez e aplicabilidade: regras muito restritas seriam mais difíceis de implantar devido à
diversidade das características dos participantes; muita liberdade poderia levar à criação de
monopólios e existência de poder de mercado. O Chile foi o primeiro país a iniciar a
reestruturação em 1982. Contudo em 1978, foi adoptada nos Estados Unidos a Public Utility
Regulatory Policies Act (PURPA) que estabelecia a obrigatoriedade de aquisição, por parte das
empresas eléctricas, da electricidade produzida pelos “produtores qualificados”, na maioria
cogeradores e pequenos produtores independentes. A segunda fase foi na década de 90, com
a definição das etapas de mercado para a produção e para a formação do preço da
electricidade, permitindo assim a competição entre produtores. Iniciou-se em 1990 com a
criação da bolsa de Inglaterra e Gales. Seguiu-se a bolsa da Noruega em 1991 (incluindo a
Suécia em 1996 e em 2004 a Finlândia e a Dinamarca), a bolsa da Austrália em 1997 (pela
fusão da Victoria Pool, de 1994, com a New South Wales Pool, de 1996), a bolsa voluntaria da
Nova Zelândia em 1996, bolsa em Espanha e, nos Estados Unidos, na ligação na Califórnia
entre a Pennsylvania, New Jersey e Maryland (PJM) em 1998, a bolsa da Holanda em 1999 e a
reestruturação da bolsa de Inglaterra e Gales em 2001.
126
Para preparar um mercado único, os Países da União Europeia entraram em acordo com umas
directrizes orientadoras do processo na União Europeia (contidas na Directiva 96/92/CE do
Parlamento Europeu e do Conselho de 19 de Dezembro de 1996). Estabelecendo regras
comuns para o mercado interno da electricidade, visando a unificação do mercado de energia e
procurando a redução da desvantagem do mercado energético Europeu face ao mercado
energético Americano e às companhias do sudeste Asiático. Em 26 de Junho de 2003, esta
Directiva acabou por ser revogada pela 2003/54/CE, estendendo-se a sua aplicabilidade ao
sector do gás. Em Janeiro de 2007, a Comissão Europeia propôs um pacote integrado de
energia e alterações climáticas para reduzir as emissões de gases de efeito estufa. O pacote
de energia visa estabelecer uma nova política energética para a Europa para combater as
alterações climáticas e aumentar a segurança energética da UE e da competitividade, sendo
designado por pacote «20–20–20», que visam alcançar, em 2020:
(i) 20% de redução das emissões de gases com efeito de estufa relativamente aos
níveis de 1990,
(ii) 20% de quota de energia proveniente de fontes renováveis no consumo final bruto e
(iii) 20% de redução do consumo de energia primária relativamente à projeção do
consumo para 2020 (efetuada a partir do ano base de 2007 por aplicação do modelo
PRIMES da Comissão Europeia).
Foi estabelecido para Portugal, para o horizonte de 2020, um objetivo geral de redução no
consumo de energia primária de 25% e um objetivo específico para a Administração Pública de
redução de 30%. No plano da utilização de energia proveniente de fontes endógenas
renováveis, pretende-se que os objetivos definidos de, em 2020, 31% do consumo final bruto
de energia e 10% da energia utilizada nos transportes provir de fontes renováveis, sejam
cumpridos ao menor custo para a economia. Em simultâneo, pretende-se reduzir a
dependência energética do país e garantir a segurança de abastecimento, através da
promoção de um mix energético equilibrado. (RCM, 2013)
Em Março de 2007, o Conselho Europeu aceitou a maior parte destas propostas e concordou
com acções para desenvolver uma política energética clima europeu integrado e sustentável. A
política resultante tem os três seguintes objectivos:
- Aumentar a segurança do fornecimento de energia
- Assegurar a competitividade das economias europeias e a disponibilidade de energia
a preços acessíveis
- Promover a sustentabilidade ambiental e o combate às alterações climáticas.
O desafio energético é um dos maiores desafios que a Europa enfrenta actualmente. A
perspectiva de um aumento em flecha do preço da energia e a crescente dependência das
importações ameaçam a fiabilidade do abastecimento energético e põem em risco toda a
economia. Há que tomar decisões de fundo para reduzir as emissões e limitar as alterações
climáticas. Nos próximos anos, deverão ser feitos enormes investimentos para adaptar a
infraestrutura energética da Europa às futuras necessidades. (EuropeanCommission, 2010)
A Figura A.7.1 resume os principais passos na política energética da EU (EuroStat, 2014).
127
Fonte: (EuroStat, 2014)
Figura A.7.1- Principais passos na política energética da UE
As ONGA nacionais e internacionais defendem o cumprimento das metas europeias para 2020
em matéria de renováveis na electricidade (31%), renováveis nos transportes (10%), eficiência
energética e emissões de CO2 (20%). Uma redução de 40% do consumo até 2030 ao nível da
EU, no seguimento da posição da (CES, 2013). A redução das emissões ao nível europeu em
55% até 2030 e entre 80% e 95% até 2050, para ser consistente com o que a (IPCC, 2014a)
diz ser necessário para ficar abaixo de um aumento de temperatura global de 2 graus Celsius.
As propostas de redução do consumo são feitas em função do seu uso e não em função do
tipo de energia. Em certos casos podemos aumentar o consumo de electricidade (por exemplo,
se aumentarmos o numero de automóveis eléctricos) e continuarmos a crescer na quota de
renováveis e, ainda assim, baixarmos o consumo de energia total.
A meta da Directiva Europeia de Eficiência Energética é reduzir 20% do consumo de energia
primária em cada Estado-membro da União Europeia. Segundo o modelo PRIMES, com o ano
de 2007 como base de cálculo, Portugal em 2020 estaria com um consumo de 29 Mtep: uma
redução de 20% implica uma redução de 5Mtep e um consumo máximo em 2020 de 24 Mtep.
O atual Estado Português foi mais Agressivo e escreveu no seu programa de Estado que
Portugal deve reduzir 25% do consumo de energia final em 2020, o que se traduz num
consumo total de 22,3 Mtep e uma redução de 6,3 Mtep. As ONG de ambiente (ONGA)
europeias têm defendido que o ano de base de cálculo deve ser 2009 para acomodar a crise
de 2008-2009. Com este ano base, as contas mudam um bocado e Portugal devia ter em 2020
um consumo máximo de 22,3 Mtep, o que implica uma redução de 6,7 Mtep. Valor superior
quer à meta actual europeia, quer à nacional. As ONGA de Portugal defendem também que
deve ser apresentado um Plano Nacional para as Alterações Climáticas até 2030 que seja
consistente com um desenvolvimento económico de baixo carbono, tal como apontado por um
128
anterior documento governamental, o Roteiro de Baixo Carbono para 2050. O país deve, na
visão das ONGA, apostar na eficiência energética, como forma de melhoria da intensidade
energética, cujos valores atuais, apesar de melhores, ainda se traduzem num maior gasto de
energia por cada unidade de riqueza produzida.
A.1.2. Estrutura organizativa do sector eléctrico em Portugal
Nos finais da década de 80 começou a ser delineado o actual modelo organizativo do Sector
eléctrico Nacional, o qual consagrou a abertura do sector à iniciativa privada através da
publicação do DL n.º 449/88, de 10 de Dezembro. O sector eléctrico conheceu outro momento
chave com a publicação dos Decretos-lei 182 a 187/95 que estabelecem as bases da
organização do SEN e os princípios que enquadram o exercício das actividades de produção,
transporte, distribuição, coprodução e regulação deste sector. Em 19 de Dezembro de 1996 foi
publicada a Directiva Comunitária 96/92/CE que estabelece regras comuns para o mercado
interno de electricidade, as quais entraram em vigor a 19 de Fevereiro de 1997. Esta Directiva,
que resultou da negociação entre os Estados-Membros da União Europeia, obrigou a rever a
legislação de 1995, o que foi feito no Dec. Lei 56/97. Este diploma introduziu também as
alterações necessárias ao novo modelo decorrente do processo de privatização da EDP. A
parte processual foi, por sua vez, complementada com a aprovação pela ERSE, em 29 de
Fevereiro de 2000, dos Manuais de Procedimentos (MP) propostos pela REN (MP do Gestor
do Sistema, MP do Gestor de Ofertas e MP do Agente Comercial do SEP), os quais completam
assim a estrutura legal que serve de base ao modelo organizativo do sector eléctrico que está
presentemente em vigor.
Da estrutura legislativa destaca-se um conjunto de sete regulamentos, sendo quatro da
responsabilidade da ERSE (Regulamento Tarifário, Regulamento de Relações Comerciais,
Regulamento do Despacho e Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações), e três da
responsabilidade da DGE – Direcção Geral de Energia (Regulamento da Rede de Transporte,
Regulamento das Redes de Distribuição e Regulamento da Qualidade de Serviço).
A organização do SEN assenta na coexistência de um Sector eléctrico de Serviço Público
(SEP) com um Sector eléctrico Independente, o qual pode ser esquematizado na Figura A.7.2.
O SEP (Sector eléctrico Público) compreende a Rede Nacional de Transporte, explorada em
regime de concessão de serviço público pela REN (Rede Eléctrica Nacional, S.A.) e o conjunto
de instalações de produção (Produtores Vinculados) e de redes de distribuição (Distribuição
Vinculada) explorado mediante um regime de licença vinculada ao SEP. Os Produtores
Vinculados relacionam-se comercialmente, em regime de exclusividade, com a concessionária
da RNT, mediante Contratos de Aquisição de Energia (CAE) ou Contractos de Manutenção do
Equilíbrio Contratual (CMEC) de longo prazo. A Distribuição Vinculada está obrigada a fornecer
a electricidade que estes contratarem aos clientes do SEP, segundo tarifas e condições
estabelecidas pela regulação.
129
Figura A.7.2 Organigrama do SEN
O SEI (Sistema Eléctrico Independente) é composto pelo Sector eléctrico Não Vinculado
(SENV) e pelos produtores por energias renováveis e por coprodução, designados Produtores
em Regime Especial (PRE), que efectuam entregas às redes do SEP ao abrigo de legislação
específica.
O SENV, regido pela lógica de mercado, é composto por Produtores não Vinculados,
Distribuição não Vinculada e pelos Clientes não Vinculados. Estes têm o direito a utilizar as
redes do SEP para a transacção física de energia, mediante o pagamento de tarifas
determinadas regulamentarmente. A transacção de energia é feita ao abrigo de
regulamentação específica e gerida pela REN, através das suas funções de participante como
Gestor de Ofertas e como Gestor de Sistema (REN, 2014).
A PRE é definida como a actividade licenciada para incentivar a produção de electricidade
através da utilização de recursos endógenos, energias renováveis ou produção combinada de
calor e electricidade (cogeração):
- Com base em recursos hídricos para potência até 10 MVA e, em alguns casos até 30 MW
- Utilizar outras fontes de energia renováveis
- Com base em resíduos (urbanos, Indústriais e agrícolas)
- Em baixa tensão, com potência instalada limitada a 150 kW
- Para micro-geração, com potência instalada até 5,75 kW
- Através de um processo de cogeração.
131
Anexo 2. Extracto do memorando de entendimento
O Memorando de Entendimento assinado a 17 de Maio de 2011 marcou os três anos do
resgate a Portugal. As condicionalidades de política económica que afectam o sector eléctrico
e energético são apresentadas no seu capítulo 5.
(…) Objectivos (do Memorando de Entendimento)
Com referência ao Regulamento do Conselho (UE) n. ° 407/2010 de 11 de Maio de 2010, que
estabelece o Mecanismo Europeu de Estabilização Financeira (European Financial
Stabilisation Mechanism — EFSM) e, em particular, o Artigo 3(5) do mesmo, o presente
Memorando de Entendimento descreve as condições gerais da política (…) sobre a concessão
de assistência financeira da União Europeia a Portugal.
(…)
5. Mercados de bens e serviços
Energia
Objectivos
Concluir a liberalização dos mercados da electricidade e do gás; assegurar que a redução da
dependência energética e a promoção das energias renováveis seja feita de modo a limitar os
sobrecustos associados à produção de electricidade no regime ordinário e no regime especial
(co‐produção e renováveis); garantir a consistência da política energética global, revendo os
instrumentos existentes. Prosseguir com a promoção da concorrência nos mercados da
energia e incrementar a integração no mercado ibérico da electricidade e do gás (MIBEL e
MIBGAS).
Liberalização dos mercados de electricidade e gás
5.1. As tarifas reguladas de electricidade serão progressivamente eliminadas o mais tardar até
1 de Janeiro de 2013. Apresentar um calendário para eliminação faseada das tarifas reguladas
seguindo uma abordagem por etapas até ao final de Julho de 2011. As disposições irão
especificar:
i. Os prazos e os critérios para liberalizar os restantes segmentos regulados, como por
exemplo, as condições pré‐determinadas respeitantes ao grau de concorrência efectiva no
mercado em questão;
ii. Os métodos destinados a garantir que, durante o período de eliminação gradual (phasing
out), os preços de mercado e as tarifas reguladas não irão divergir significativamente e evitar a
subvenção cruzada entre segmentos de consumidores;
iii. A definição de consumidores vulneráveis e o mecanismo para os proteger.
5.2. Transpor o Terceiro Pacote de Energia da União Europeia até ao final de Junho de 2011, o
que garantirá a independência da autoridade reguladora nacional e todos os poderes previstos
no pacote.
5.3. No mercado do gás, o Estado tomará medidas para acelerar o de um mercado ibérico
operacional para o gás natural (MIBGAS), nomeadamente através de convergência
regulamentar.
132
Assumir iniciativas políticas com as autoridades espanholas, com o objectivo de eliminar a
dupla tarifação. [T3‐2011]
5.4. As tarifas de gás reguladas devem ser progressivamente eliminadas até 1 de Janeiro de
2013, o mais tardar.
5.5. Avaliar num relatório as razões da falta de entrada no mercado do gás, apesar da
existência de capacidade não utilizada, e as razões para a falta de diversificação das fontes de
gás. O relatório deverá igualmente propor as medidas possíveis para resolver os problemas
identificados. [T4‐2011]
Sobrecustos associados à produção de electricidade em regime ordinário
5.6. Tomar medidas de modo a limitar os sobrecustos associados à produção de electricidade
em regime ordinário, nomeadamente através da renegociação ou de revisão em baixa dos
custos de manutenção do equilíbrio contratual (CMEC) paga a produtores do regime ordinário e
os restantes contratos de aquisição de energia a longo prazo (CAE). [T4‐2011]
Esquemas de apoio à produção de energia em regime especial (co‐produção e renováveis)
5.7. Avaliar a eficiência dos esquemas de apoio à co‐produção e propor as opções para ajustar
em baixa a tarifa bonificada de venda (feed‐in tariff) da co‐produção (reduzir o subsídio
implícito). [T4‐2011]
5.8. Avaliar num relatório a eficiência dos esquemas de apoio às renováveis, incluindo a sua
lógica, os seus níveis e outros elementos de concepção importantes. 21 [T4‐2011]
5.9. Em relação aos actuais contratos em renováveis avaliar, num relatório, a possibilidade de
acordar uma renegociação dos contratos, com vista a uma tarifa bonificada de venda mais
baixa. [T4‐2011]
5.10. Em relação a novos contratos em renováveis, rever em baixa as tarifas e assegurar que
as mesmas não compensam em excesso os produtores pelos seus custos e que continuam a
proporcionar um incentivo para reduzir os custos através da adopção de tarifas que se
reduzem gradualmente ao longo do tempo. Para tecnologias mais maduras, desenvolver
mecanismos alternativos (tais como prémios de mercado). Os relatórios sobre as medidas
adoptadas serão fornecidos anualmente no T3‐2011, T3‐2012 e T3‐2013.
5.11. As decisões sobre investimentos futuros em renováveis, designadamente em tecnologias
menos maduras, serão baseadas numa análise rigorosa em termos dos seus custos e
consequências para os preços da energia. Na análise serão utilizados os índices de referência
internacionais e será realizada uma avaliação independente. Os relatórios sobre as medidas
adoptadas serão fornecidos anualmente no T3‐2011, T3‐2012 e T3‐2013.
5.12. Reduzir os atrasos e a incerteza em torno dos procedimentos planeamento, de
autorização e certificação e aumentar a transparência dos requisitos administrativos e dos
encargos para os produtores de energias renováveis (em conformidade com o artigo 13.º e 14.º
da Directiva da EU 2009/28/EC). Fornecer provas das medidas tomadas neste sentido.
[T4‐2011]
133
Instrumentos de política energética e tributação
5.13. Avaliar os actuais instrumentos relacionados com a energia, incluindo os incentivos
fiscais em matéria de eficiência energética. Em particular, avaliar o risco de sobreposição ou de
inconsistência de instrumentos. [T3‐2011].
5.14. Com base nos resultados da análise, modificar os instrumentos de política energética, a
fim de garantir que proporcionam incentivos para uma utilização racional, eficiência energética
de energia e reduções de emissões. [T4‐2011]
5.15. Aumentar a taxa do IVA na electricidade e no gás (actualmente é de 6%), bem como
tributar em sede de impostos especiais sobre o consumo a electricidade (actualmente abaixo
do mínimo exigido pela legislação comunitária). [T4‐2011] (…)
(PortGov, 2013)
135
Anexo 3. Enquadramento energético a nível mundial
O consumo de energia comercializada a nível mundial aumenta cerca de 49% entre 2007 e
2035 no caso de referência. A procura total de energia nos Países não membros da OECD
aumenta 84% em comparação com um aumento de 14% nos Países da OECD. No caso de
referência IEO2010, caso este que reflecte um cenário que pressupõe que as leis e políticas
actuais permanecem inalteradas durante todo o período de projecção, o consumo de energia
comercializada a nível mundial cresce 49% entre 2007 e 2035. O consumo de energia a nível
mundial sobe de 495 quadriliões de unidades térmicas britânicas (BTU) em 2007 para 590
quadriliões de BTU em 2020 e 739 quadriliões de BTU em 2035, como ilustrado na Figura
A.7.3.
Figura A.7.3- Consumo de energia comercializada a nível muncial, 2007-2035 (quadriliões Btu)
A recessão económica global que começou em 2007 e continuou até 2009 teve um impacto
profundo sobre a procura mundial de energia a curto prazo.
O consumo total de energia fixo de 1,2 % em 2008 e de cerca de 2,2 % estimado em 2009,
correspondente à indústria fabril e à procura de energia do consumidor para bens e serviços,
diminuíram. Embora a recessão pareça ter terminado, o ritmo de recuperação tem sido
desigual até agora, com a China e Índia a liderar e o Japão e os Países membros da União
Europeia em atraso. No caso de referência, à medida que a situação económica melhora, a
maioria das nações retorna aos padrões de crescimento económico que foram antecipados
antes do início da recessão.
O crescimento mais rápido na procura de energia entre 2007 e 2035 ocorre em Países fora da
Organização para a Cooperação Económica e Desenvolvimento (Países não membros da
OECD). O consumo total de energia nos Países não membros da OECD aumenta em 84% no
caso de referência, em comparação com um aumento de 14% no consumo de energia entre os
Países da OECD. Um forte crescimento a longo prazo do produto interno bruto (PIB) nas
economias emergentes de Países não membros da OECD impulsiona o crescimento acelerado
136
da procura de energia. Em todos os Países não membros da OECD, a actividade económica,
medida pelo PIB paralelamente com o poder de compra, aumenta 4,4% ao ano em média, em
comparação com uma média de 2,0% por ano para os Países da OECD.
Os projectos do caso de referência IEO2010 tiverem um aumento de consumo da energia
comercializada, proveniente de todas as fontes de combustível durante o período de projecção
2007-2035, como ilustrado na Figura A.7.4.
Figura A.7.4- Consumo de energia comercializada, a nível mundial, por tipo de combustível 1990-2035 (quadriliões de Btu)
É esperado que a maior parte da energia consumida em todo o mundo continue a ser fornecida
por combustíveis fosseis (combustíveis líquidos e outros petróleos, gás natural e carvão).
Embora os combustíveis líquidos permanecem a maior fonte de energia, a fatia de
combustíveis líquidos comercializados para o consumo de energia mundial cai de 35 % em
2007 para 30 % em 2035, como resultado dos elevados preços mundiais do petróleo o que
leva muitos consumidores de energia a abandonar os combustíveis líquidos, quando possível.
No caso de referência, o uso de líquidos cresce modestamente ou sofre quedas em todos os
sectores de consumo final, excepto nos transportes, onde, na ausência de avanços
tecnológicos significativos, os combustíveis líquidos continuam a fornecer grande parte da
energia consumida.
Os preços médios do petróleo aumentaram fortemente entre 2003 e meados de Julho de 2008,
quando os preços entraram em colapso, como resultado de preocupações sobre o
agravamento da recessão. Em 2009, os preços do petróleo tenderam a subir ao longo do ano,
de cerca de US $ 42 por barril em Janeiro para US $ 74 por barril em Dezembro. Os preços do
petróleo têm sido especialmente sensíveis às expectativas de procura, com os produtores,
consumidores, e comerciantes numa procura constante de um indicador de uma possível
recuperação do crescimento económico mundial e correspondente aumento na procura de
petróleo. Do lado da oferta, a conformidade acima da média da OPEC para acordos de metas
de produção, aumentou a capacidade de reposição do grupo para cerca de 5 milhões de barris
137
por dia em 2009. Além disso, muitos dos projectos dos Países não OPEC, que foram atrasados
durante a queda dos preços no segundo semestre de 2008, não foram ainda retomados.
Após 2 anos de procura decrescente, esperava-se que o consumo mundial de líquidos
aumenta-se em 2010 e se fortalecesse à medida que as economias mundiais se recuperassem
totalmente dos efeitos da recessão. No caso de Referência IEO2010, o preço do petróleo nos
Estados Unidos (2.008 dólares) sobe de US $ 79 por barril em 2010 para US $ 108 por barril
em 2020 e 133 dólares por barril em 2035.
Os combustíveis líquidos continuam a ser a maior fonte de energia do mundo em todo o caso
de Referência IEO2010, dada a sua importância nos sectores de utilização final indústriais e de
transportes. O consumo mundial de líquidos e outros petróleos cresce de cerca de 86,1
milhões de barris por dia em 2007 para 92,1 milhões de barris por dia em 2020, 103,9 milhões
de barris por dia em 2030 e 110,6 milhões de barris por dia em 2035. Em termos globais, o
consumo de líquidos permanece constante no sector dos edifícios, aumenta modestamente no
sector industrial, mas sofre um decréscimo no sector da electricidade, como é o caso dos
geradores de electricidade, como reacção ao aumento dos preços mundiais do petróleo e
mudando para combustíveis alternativos sempre que possível. No sector dos transportes,
apesar do aumento dos preços, o uso de combustíveis líquidos aumenta uma média de 1,3 %
ao ano, ou 45 % do total entre 2007 e 2035.
Figura A.7.5- Produção mundial de combustíveis líquidos, 1990-2035 (milhões de barris por dia)
Para satisfazer o aumento da procura mundial, no caso de referência, a produção de líquidos
(incluindo ambas, fontes convencionais e não convencionais de líquidos) aumenta um total de
25,8 milhões de barris por dia entre 2007 e 2035. O caso de referência assume que os Países
da OPEC vão investir num incremento da capacidade de produção com o objectivo de manter
uma participação de aproximadamente 40% da produção total de líquidos no mundo até 2035,
de acordo com sua participação ao longo dos últimos 15 anos. O aumento do volume de
líquidos convencionais (petróleo, líquidos naturais provenientes de plantas e gás) dos
138
produtores da OPEC contribuem com 11,5 milhões de barris por dia para o aumento total na
produção de líquidos no mundo, e fontes convencionais de Países não-OPEC adicionam outros
4,8 milhões de barris por dia, conforme ilustrado na Figura A.7.5.
Recursos não convencionais (incluindo areias betuminosas, petróleo extrapesado,
biocombustíveis, carvão-para-líquidos, gás-para-líquidos, e óleo de xisto) de ambas as e fontes
não OPEC e OPEC crescem, em média, de 4,9 % ao ano ao longo do período de projecção.
Altos preços sustentados do petróleo permitem que recursos não convencionais se tornem
economicamente competitivos, particularmente quando "acima do solo" possam haver
restrições geopolíticas, ou outras, de acesso a recursos convencionais. A produção mundial de
combustíveis líquidos não convencionais, que somou apenas 3,4 milhões de barris por dia em
2007, sobe para 12,9 milhões de barris por dia e contabiliza 12 % do fornecimento total de
líquidos no mundo, em 2035. Areias betuminosas do Canadá e biocombustíveis, em grande
parte provenientes Brasil e dos Estados Unidos, são os maiores componentes da futura
produção não convencional no caso de Referência IEO2010, proporcionando 70 % do aumento
da oferta não convencional total ao longo do período de projecção.
O consumo mundial de gás natural aumenta cerca de 44 %, sendo que no caso de referência
passou de 108 triliões de pés cúbicos em 2007 para 156 triliões de pés cúbicos em 2035. Em
2009, o consumo mundial de gás natural diminuiu em cerca de 1,1 %, e a utilização do gás
natural no sector industrial sofreu uma queda ainda mais acentuada, de 6,0 %, à medida que a
procura de bens manufaturados caiu durante a recessão. O sector industrial consome
actualmente mais gás natural do que qualquer outro sector de utilização final, e na projeção
continua como o maior consumidor até 2035, sendo que 39 % do abastecimento de gás natural
do mundo é consumido para fins indústriais. A geração de electricidade é outro importante
sector de consumo de gás natural em toda a projeção, e a sua participação no consumo total
de gás natural do mundo, aumenta de 33 % em 2007 para 36 % em 2035.
Figura A.7.6- Variação líquida de produção de gás natural no mundo, por região, 2007-2035 (triliões de pés cúbicos)
139
Para atender ao crescimento projectado de procura de gás natural, os produtores terão de
aumentar a produção anual em 2035 para um nível que é 46 % maior do que o total de 2007. A
curto prazo, com a recuperação das economias mundiais, a procura global de gás natural deve
igualmente recuperar, com fornecimento de gás natural a partir de uma variedade de fontes,
mantendo deste modo os mercados bem fornecidos e os preços relativamente baixos. O maior
aumento previsto na produção de gás natural é para os países não membros da OECD, com
os maiores aumentos vindos do Médio Oriente (um aumento de 16 triliões de pés cúbicos entre
2007 e 2035), África (7 triliões de pés cúbicos), Rússia e outros Países da não-OECD Europa e
Eurásia (6 triliões de pés cúbicos).
Embora a extensão de gás comprimido no mundo, gás de xisto e gás metano de carvão, como
base de recursos ainda não ter sido totalmente avaliada, o caso de Referência IEO2010
projecta um aumento substancial dessas fontes, especialmente dos Estados Unidos, mas
também no Canadá e China. Nos Estados Unidos, uma das chaves para o aumento da
produção de gás natural tem sido os avanços na perfuração horizontal e tecnologias de
perfuração hidráulicas, o que tornaram possível explorar os vastos recursos de gás de xisto do
país.
Estimativas crescentes de recursos de gás de xisto têm ajudado a aumentar as reservas totais
de gás natural dos EUA em quase 50 % na última década, e o gás de xisto sobe para 26 % da
produção de gás natural dos EUA, em 2035, no caso de Referência IEO2010. As fontes de gás
comprimido, gás de xisto e gás metano do são ainda mais importantes para o futuro do
abastecimento de gás natural doméstico no Canadá e China, onde respondem por 63% e 56%
da produção doméstica, respectivamente, em 2035, no caso de referência.
O comércio mundial de gás natural, tanto por gasoduto com pelo envio na forma de gás natural
liquefeito (GNL), está prestes a aumentar no futuro. A maior parte do aumento projectado na
oferta de GNL vem do Médio Oriente e Austrália, onde se espera que uma série de novos
projectos de liquefacção se venha a tornar operacional na próxima década. No caso de
Referência IEO2010, a capacidade de liquefação mundo aumenta 2,4 vezes, passando de
cerca de 8 triliões de pés cúbicos em 2007 para 19 triliões de pés cúbicos em 2035. Além
disso, novos gasodutos actualmente em construção ou em projecto vão aumentar as
exportações de gás natural da África aos mercados europeus e da Eurásia para a China.
Para o carvão, na ausência de políticas nacionais e de acordos internacionais vinculantes que
limitem ou reduzam emissões de gases de efeito estufa, o consumo mundial de carvão está
projectado para aumentar de 132 quadriliões de BTUs em 2007 para 206 quadriliões de BTUs
em 2035, a uma taxa média anual de 1,6%. Grande parte do aumento projectado na utilização
do carvão ocorre em Países não membros da OECD da Ásia, que representa 95% do aumento
total líquido em utilização mundial de carvão de 2007 para 2035. A procura crescente de
energia para geração de electricidade e produção industrial na região deverá ser cumprida em
grande parte pelo carvão. Por exemplo, a capacidade instalada de geração a carvão na China
mais do que duplica no caso de referência entre 2007 e 2035, e o uso do carvão no sector
industrial da China cresce 55%. O desenvolvimento da electricidade e de sectores indústriais
140
da China vai exigir não só capitais de grandes infraestruturas, mas também capital substancial
em infraestruturas de minério e transporte de carvão.
Figura A.7.7- O consumo de carvão no mundo, por região, 1990-2035 (quadriliões de Btu)
A geração de electricidade no mundo aumenta em 87% no caso de referência, a partir de 18.8
triliões de kWh em 2007 para 25,0 triliões de kWh em 2020 e 35.2 triliões de kWh em 2035.
Embora a recessão tenha desacelerado o ritmo de crescimento da procura de electricidade em
2008 e 2009, o seu crescimento retorna a taxas pré-recessão em 2015, no caso de referência.
Em geral, nos Países da OECD, onde os mercados de electricidade estão bem estabelecidos e
os padrões de consumo são estáveis, o crescimento da procura de electricidade é mais lento
do que nos Países não membros da OECD, onde uma grande quantidade de potencial procura
permanece reprimida. No caso de referência, a geração líquida total em Países não membros
da OECD aumenta 3,3% por ano, em média, em comparação com 1,1% ao ano nos Países da
OECD.
Figura A.7.8- Geração mundial de electricidade, por combustível, 2007-2035 (triliões de kWh)
141
O rápido aumento dos preços da energia a nível mundial, de 2003 a 2008, combinado com as
preocupações sobre as consequências ambientais de emissões de gases de efeito estufa, tem
levado a um interesse renovado em alternativas para os combustíveis, em particular, recursos
nucleares e renováveis. Como resultado, as perspectivas de longo prazo continuam a melhorar
para a geração de ambos, nuclear e fontes renováveis de energia, apoiados por incentivos do
Estado e por preços mais altos dos combustíveis fósseis.
De 2007 a 2035, o uso de energia renovável a nível mundial para a geração de electricidade
cresce a uma média de 3,0% por ano, e a parcela renovável de geração de electricidade
mundial aumenta de 18% em 2007 para 23% em 2035. A geração a carvão aumenta a uma
média anual de 2,3% no caso de referência, fazendo o carvão a segunda fonte de maior
crescimento para a geração de electricidade na projecção. As perspectivas para o carvão
podem no entanto ser alteradas substancialmente, por toda a legislação futura que possa
reduzir ou limitar o crescimento das emissões de gases de efeito estufa. A geração a partir de
gás natural e energia nuclear, que produzem níveis relativamente baixos de emissões de gases
de efeito estufa (gás natural) ou nenhum (German), aumenta de 2,1 e 2,0% ao ano,
respectivamente, no caso de referência.
Figura A.7.9- Geração mundial de electricidade renovável, por fonte de energia, excluindo eólica e hídrica, 2007-2035 (biliões de kWh)
Grande parte do aumento mundial no fornecimento de electricidade renovável é abastecida por
energia hidroeléctrica e eólica. Dos 4,5 triliões de kWh de aumento da geração de energia
renovável ao longo do período de projecção, 2.4 triliões de kWh (54%) é atribuída à energia
hidroeléctrica e 1,2 triliões de kWh (26%) ao vento. Excepto estas duas fontes, a maior parte
das tecnologias de geração renováveis não são economicamente competitivas com os
combustíveis fósseis ao longo do período de projecção, fora um número limitado de nichos de
mercado. Normalmente, incentivos do Estado ou políticas fornecem o suporte inicial para a
construção de instalações de geração renovável. Apesar de continuarem a ser uma pequena
parte do total de geração de energia renovável, outras fontes renováveis que não a
142
hidroeléctrica e vento, incluindo solar, geotérmica, biomassa, resíduos, e marés / ondas /
energia oceânica, sofrem um rápido aumento durante o período de projecção.
A geração de electricidade a partir de energia nuclear aumenta de cerca de 2,6 triliões de kWh
em 2007 para um valor projectado de 3,6 triliões de kWh em 2020 e, em seguida, para 4,5
triliões de kWh em 2035. Futuramente, os elevados preços dos combustíveis fósseis tornam a
energia nuclear economicamente competitiva com a geração de electricidade a partir do
carvão, gás natural, e combustíveis líquidos, apesar dos custos de capital relativamente altos
das centrais nucleares. Além disso, o aumento das taxas de utilização da capacidade instalada
tem sido relatado por muitas instalações nucleares existentes, e a projecção antecipa que, para
a maioria das centrais nucleares mais antigas da OECD e Países não membros da OECD
Eurásia serão concedidas prorrogações das suas vidas operacionais.
Em todo o mundo, a geração nuclear está a atrair um novo interesse à medida que os Países
procuram aumentar a diversidade das suas fontes de energia, melhorar a segurança a nível
energético, e fornecer uma alternativa de reduzidos valores de carbono para os combustíveis
fósseis. Ainda assim, há uma considerável incerteza associada com as projecções nucleares.
Questões que podem retardar a expansão da energia nuclear no futuro incluem a segurança da
central, recolha e eliminação de lixo radioactivo, subindo os custos de construção e risco de
capital, e, preocupações com a proliferação de materiais nucleares.
Essas questões continuam a aumentar a preocupação pública em muitos Países e podem
dificultar o desenvolvimento de novos reactores nucleares. No entanto, o caso de Referência
IEO2010 abrange a melhoria das perspectivas para a energia nuclear mundial. A projecção
para a geração de electricidade nuclear em 2030 é 9% maior do que a projeção publicada na
IEO do ano anterior.
Em termos regionais, o caso de Referência projecta um crescimento mais forte na energia
nuclear para os Países não membros da OECD na Ásia, onde a geração de energia nuclear
está projectada para crescer a uma taxa média de 7,7% ao ano entre 2007 e 2035, incluindo
aumentos projectados numa média de 8,4% por ano na China e de 9,5% por ano na Índia. Fora
da Ásia, o maior aumento previsto na capacidade nuclear instalada está na América Central e
América do Sul, com o aumento da geração de energia nuclear em média de 4,3% ao ano. As
perspectivas de geração de energia nuclear nos Países Europeus da OECD passaram por uma
revisão significativa sobre as perspectivas do ano passado, visto que um número de Países da
região está a reverter políticas que requerem o fim de vida de centrais nucleares e a
construção de novas. No caso de referência IEO2010, a geração de energia nuclear nos
Países Europeus da OECD aumenta, em média, 0,8% ao ano, em comparação com a pequena
redução projectada pelo IEO2009.
O sector industrial consome mais energia a nível mundial do que qualquer outro sector de
utilização final, consumindo actualmente cerca de 50% da energia total distribuída pelo mundo.
A energia no sector industrial é consumida por um grupo diversificado de indústrias, incluindo
produção industrial, agricultura, minério e construção, e para uma ampla gama de actividades,
tais como o processamento e montagem, acondicionamento e iluminação. Em todo o mundo, a
143
projecção do consumo de energia a nível industrial cresce de 184 quadriliões de BTUs em
2007 para 262 quadriliões de BTUs em 2035. O sector industrial foi responsável pela maior
parte da redução no consumo de energia durante a recessão, principalmente como resultado
de cortes substanciais na produção, que tiveram impactos mais pronunciados sobre o consumo
total de combustível do que as reduções marginais no consumo de energia de outros sectores.
No caso de referência, as taxas de crescimento da economia nacional e os padrões de
consumo de energia voltam a valores históricos.
A procura de energia a nível industrial varia entre regiões e Países do mundo, com base em
níveis e combinações de actividade económica e desenvolvimento tecnológico, entre outros
factores. As economias dos Países não membros da OECD representam cerca de 95% do
aumento mundial do consumo de energia do sector industrial, no caso de referência. Está
projectado para os para os Países não membros da OECD, um rápido crescimento económico,
acompanhado por um rápido crescimento de consumo total de energia a nível industrial,
alcançando uma média de 1,8% ao ano entre 2007 e 2035. Devido ao facto de os Países da
OECD terem vindo a sofrer uma transição de economias de produção para economias de
serviços nas últimas décadas, e terem tido um crescimento projectado relativamente pequeno a
nível económico, o consumo de energia a nível industrial na região da OECD, no seu todo,
cresce a uma média de apenas 0,2% ao ano a partir de 2007 até 2035 (em comparação com
um aumento médio de 0,9% ao ano no consumo de energia do sector comercial).
Figura A.7.10- Utilização da energia mundial no sector industrial, 2007-2035 (quadriliões de Btu)
Uma nova adição à análise de energia em IEO2010 é a incorporação de séries históricas e
projeções para o consumo mundial de comercialização de energia renovável industrial. A
utilização de energias renováveis (excluindo o consumo de electricidade gerada a partir de
fontes renováveis de energia) constitui uma parte substancial do consumo de energia do sector
industrial do mundo. Em 2007, o sector industrial consumiu 13 quadriliões de Btu de energias
renováveis não-eléctricas, ou cerca de 7 % da energia total entregue ao sector. De 2007 a
2035, o uso de energia renovável no sector industrial aumenta em todo o mundo numa média
144
de 1,8% ao ano, e a fatia de energia renovável do total de energia entregue para consumo no
sector industrial aumenta para 8% em 2035. Biomassa para produção de energia e calor
representa actualmente a grande maioria da energia renovável consumida no sector industrial
(90%), e espera-se que se mantenha a ser o maior componente do quota das energias
primárias renovável do sector industrial ao longo do período de projecção.
O consumo de energia no sector dos transportes inclui a energia consumida na movimentação
de pessoas e de mercadorias por via rodoviária, ferroviária, ar, água, e tubagem. O sector dos
transportes é apenas o segundo do sector industrial em relação ao consumo total de energia
de consumo final. Quase 30% da energia total fornecida no mundo é utilizada para os
transportes, a maior parte sob a forma de combustíveis líquidos. O consumo total de líquidos
no mundo, referente ao sector dos transportes, aumenta de 53% em 2007 para 61% em 2035,
no caso de Referência IEO2010, contabilizando 87% do aumento total do consumo de líquidos
no mundo. Assim, a compreensão do desenvolvimento de utilização de energia nos transportes
é o factor mais importante na avaliação das futuras tendências na procura por combustíveis
líquidos.
Figura A.7.11- Utilização da energia mundial no sector dos transportes, 2005-2035 (quadriliões de Btu)
Os preços mundiais do petróleo atingiram níveis historicamente elevados em 2008, em parte
por causa de um forte aumento na procura de combustíveis para transportes, particularmente
em economias emergentes de Países não membros da OECD. O uso de energia para
transportes em Países não-OECD aumentou 4,5% em 2007 e 7,3% em 2008, antes do impacto
da recessão económica global 2007-2009 que resultou numa desaceleração da actividade do
sector dos transportes. Ainda em 2009, fora da OECD, o consumo de energia em transportes
cresceu cerca de 3,2%, em parte porque muitos dos Países não membros da OECD (em
particular, mas não limitado às nações ricas em petróleo) forneceram subsídios para
combustíveis aos seus cidadãos. Com a robusta recuperação económica que se espera que
continue na China, Índia, e outros Países não membros da OECD, a crescente procura por
145
matérias-primas, produtos manufacturados, negócios e viagens pessoais é projectada para
suportar o crescimento acelerado do consumo de energia para os transportes, tanto a curto
prazo como a longo prazo. No caso de Referência IEO2010, em Países não pertencentes à
OECD o consumo de energia nos transportes cresce 2,6% por ano entre 2007 e 2035. Em
comparação com as economias dos Países não membros da OECD, os elevados preços do
petróleo e a recessão económica tiveram impactos mais profundos sobre as economias da
OECD. Na OECD, o consumo de energia nos transportes diminuiu cerca de 1,3% em 2008,
seguido de uma nova queda estimada em 2,0% em 2009. Há indicações de que um retorno ao
crescimento no consumo de energia nos transportes nos Países da OECD não começará antes
do final de 2010, dada a recuperação relativamente lenta da recessão global prevista para
muitos dos principais Países da OECD. Além disso, os Estados Unidos e alguns dos outros
Países da OECD instituíram uma série de novas medidas para aumentar a eficiência dos
combustível das suas frotas de veículos, bem como os regimes de tributação dos combustíveis
para incentivar a conservação de combustível. Assim, na OECD o consumo de energia nos
transportes, com um crescimento de apenas 0,3% ao ano durante todo o período de projecção,
não retorna ao seu nível de 2007 antes de 2020. A longo prazo, tanto para as economias da
OECD como para as economias dos Países não membros da OECD, o aumento crescente de
procura por viagens pessoais, é um factor primordial subjacente a um aumento projectado na
procura de energia para os transportes. Aumentos na urbanização e nos orçamentos familiares
pessoais têm contribuído para o aumento no tráfego aéreo e motorização (mais veículos por
habitante) nas economias em crescimento. Aumentos no transporte de mercadorias devem
resultar de um crescimento económico contínuo em ambos, nos Países da OECD e nas
economias dos Países não-membros da OECD. Para o transporte de carga, o transporte
rodoviário deverá liderar o crescimento na procura por combustíveis. Além disso, com o
aumento do comércio entre os Países, o volume de carga transportada por via aérea e
marítima deverá aumentar rapidamente.
O sector dos edifícios, compreendendo consumidores residenciais e comerciais, contabiliza
cerca de um quinto do consumo total de energia entregue no mundo. No sector residencial, o
consumo de energia é definido como a energia consumida por Doméstico, excluindo fins de
transporte. O tipo e quantidade de energia utilizada por Doméstico pode variar de país para
país, dependendo dos níveis de orçamento familiar, recursos naturais, clima e infraestrutura de
energia disponível. Os típicos Domésticos em Países da OECD utilizam mais energia do que os
de Países não membros da OECD, em parte devido a orçamentos familiares mais elevados
nas nações da OECD, que permitem a aquisição de casas maiores e mais equipamentos
eléctricos. No caso de edifícios residenciais, o tamanho físico da estrutura é um indicador
chave da quantidade de energia usada pelos seus ocupantes, embora o orçamento familiar e
uma série de outros factores, como o clima, possam afectar a quantidade de energia
consumida por família. Controlando esses factores, casas maiores, geralmente requerem mais
energia para fornecer aquecimento, ar condicionado, e iluminação, e tendem a incluir mais
consumo de energia por parte de electrodomésticos, como televisões e máquinas de lavar e
146
secar. Estruturas menores geralmente requerem menos energia, porque contêm menos espaço
para ser aquecido ou arrefecido, produzem menos de transferência de calor com o ambiente
exterior, e geralmente têm menos ocupantes. No caso de Referência IEO2010, o consumo de
energia residencial no mundo aumenta cerca de 1,1% ao ano ao longo do período de
projecção, de 50 quadriliões de Btu em 2007 para 69 quadriliões de Btu em 2035. Grande parte
do crescimento no consumo de energia residencial ocorre nas nações não pertencentes à
OECD, onde um crescimento económico robusto melhora os padrões de vida e a procura de
combustíveis para energia residencial. O consumo de energia residencial, em Países não
membros da OECD sobe 1,9% por ano, em comparação com uma taxa muito mais lenta de
0,4% por ano para os Países da OECD, onde os padrões de consumo de energia residencial já
estão bem estabelecidos e um crescimento mais lento de populações com envelhecimento da
população se traduzem em aumentos menores na procura de energia.
O sector comercial, muitas vezes referido como o sector de serviços ou sector de serviços
institucionais é composto por empresas, instituições, organizações que prestam serviços. O
sector abrange diversos tipos de edifícios diferentes e uma vasta gama de actividades de
serviços relacionados com a energia. Como exemplo de instalações comerciais temos escolas,
lojas, instituições de correcção, restaurantes, hotéis, hospitais, museus, edifícios de escritórios,
bancos e espaços esportivos. A maior parte da energia utilizada a nível comercial ocorre em
edifícios ou estruturas, fornecimento de serviços, tais como aquecimento, aquecimento de
água, iluminação, cozinha, e refrigeração. A energia consumida por serviços não relacionados
com os edifícios, como iluminação pública, água, serviços de esgoto de e de trânsito da cidade,
também é classificada como energia de utilização comercial. As tendências económicas e o
crescimento da população, regulam a actividade no sector comercial bem como a respectiva
utilização de energia. A necessidade de serviços (saúde, educação, financeiro e Estado)
aumenta à medida que a população cresce. O grau com que as necessidades adicionais são
atendidas depende em grande parte dos recursos económicos, tanto a partir de fontes
nacionais como estrangeiras, e do crescimento económico. O crescimento económico
determina também o grau com que as actividades adicionais são oferecidas e utilizadas no
sector comercial. Maiores níveis de actividade económica e orçamento familiar disponível
levam ao aumento da procura por hotéis e restaurantes para atender às necessidades de lazer
e negócios, escritórios, novas empresas em expansão, para espaços de lazer e culturais, como
teatros, galerias e estádios. O consumo comercial de energia dos Países da OECD expande-se
cerca de 0,9% ao ano no caso de Referência IEO2010. A lenta expansão do PIB e o baixo
crescimento ou mesmo o declínio da população em muitos Países da OECD contribui para
taxas esperadas de crescimento mais lentas da procura de energia comercial. Além disso, a
melhoria contínua da eficiência modera o crescimento da procura de energia ao longo do
tempo, à medida que os equipamentos com consumo de energia são substituídos por
equipamentos mais eficientes.
Por outro lado, o continuou crescimento económico deve incluir o crescimento na actividade
empresarial, com o uso de energia associado, em áreas como negócios de comércio, serviços
147
financeiros e serviços de lazer. Nos Países não membros da OECD, a actividade económica e
de comércio aumenta rapidamente ao longo do período de projeção 2007-2035, alimentando
uma procura adicional de energia nos sectores de serviços. O crescimento populacional
também é esperado que seja mais rápido do que nos Países da OECD, pressagiando
aumentos na necessidade de educação, saúde, serviços sociais e da energia necessária para
fornecê-los. Além disso, com o crescimento dos Países em desenvolvimento, espera-se a
transição de mais empresas relacionadas com o serviço, o que aumentará a procura por
energia no sector comercial. A energia necessária para alimentar o crescimento em edifícios
comerciais será substancial, com o uso comercial de energia total entregue entre os Países
não membros da OECD a crescer 2,7% ao ano entre 2007 e 2035.
Figura A.7.12- Emissões de dióxido de carbono relacionadas com a energia a nível mundial, 2007-2035 (biliões de toneladas)
As emissões de dióxido de carbono relacionadas com a energia no mundo sobem de 29,7
biliões de toneladas em 2007 para 33,8 biliões de toneladas em 2020 e 42,4 biliões de
toneladas em 2035, representando um aumento de 43% ao longo do período de projecção.
Com o forte crescimento económico e uma forte dependência contínua de combustíveis fósseis
previstos para a maioria das economias não-membros da OECD no âmbito das políticas
actuais, grande parte do aumento projectado das emissões de dióxido de carbono ocorre entre
as nações em desenvolvimento não membros da OECD. Em 2007, as emissões não-OECD e
OECD superaram as emissões em 17%, em 2035, prevê-se que esse valor atinga o dobro das
emissões da OECD.
Um significativo grau de incerteza envolve qualquer projecção a longo prazo das emissões de
dióxido de carbono relacionadas com a energia. As principais fontes de incerteza incluem
estimativas de consumo de energia por fonte de combustível. A Identidade Kaya fornece uma
abordagem intuitiva à interpretação de tendências e projecções futuras tendo como base
registos históricos de emissões de dióxido de carbono. É uma expressão matemática que é
utilizada para descrever a relação entre os factores que influenciam as tendências nas
148
emissões: intensidade de carbono de energia (a quantidade de emissões de dióxido de
carbono relacionadas com a energia emitida por unidade de energia produzida), a intensidade
energética da economia (energia consumida por dólar de PIB), a produção per capita (PIB por
pessoa), e população. Dos quatro componentes Kaya, a massa política é a mais activamente
preocupada com a intensidade energética da economia e da intensidade de carbono de
energia, que são mais facilmente afectadas pelos instrumentos políticos disponíveis para
reduzir as emissões de gases de efeito estufa. No caso de Referência IEO-2010, assumindo
que não há novas políticas climáticas, aumenta em todo o mundo a produção per capita e
crescimento populacional relativamente moderado a sobrecarregar as melhorias projectadas
em intensidade energética e intensidade de carbono.
Figura A.7.13- Impactes das emissões de dióxido de carbono nos quatro factores Kaya, 1990-2035, a nível mundial (índice: 2007 = 1,0)
149
Anexo 4. Os incentivos na análise tradicional do comportamento dos mercados
Um mercado livre de electricidade tem várias etapas. Na etapa inicial recebem-se as ofertas de
compra e de venda para um determinado período no futuro. Os produtores fazem ofertas de
venda, os consumidores fazem ofertas de compra e os agentes comerciais fazem ofertas de
venda e de compra. Estas ofertas consistem em conjuntos de pares de valores (energia,
preço).
Apos receber todas as ofertas de compra e venda, há o fecho de mercado. Estas ofertas são
então ordenadas por ordem crescente de preço de venda e por ordem decrescente de preço de
compra, obtendo-se a curva de oferta de venda ilustrada na Figura A.7.14 e a curva de oferta
de compra ilustrada na Figura A.7.15. Assume-se que:
- a curva de oferta de venda é modelada pela equação 0 (1 )s sP P Qθ= + +
- a curva de oferta de compra modelada pela equação 0D D
PP P Q
Q
∂= −
∂⇔ 0D
P P sQ= −
A elasticidade do preço do consumo é uma medida do efeito do preço sobre o consumo que
reflecte as preferências dos consumidores, as suas necessidades, disponibilidade de
tecnologia do consumo e da existência de energia de substituição.
minQ Q
P
0sP
Figura A.7.14- Curva de oferta de venda
150
Tendo em conta que todas estas características podem mudar, especialmente a longo prazo,
as repercussões dos preços normalmente têm um maior impacte a longo prazo do que no curto
prazo, isto é, a elasticidade de longo prazo é superior à elasticidade de curto prazo.
minQ Q
P
0DP
Figura A.7.15- Curva de oferta de compra
Se:
- P
Q
∂= ∞
∂, consumo perfeitamente elástico
- ] [1,P
Q
∂∈ ∞
∂, consumo elástico
- 1P
Q
∂=
∂, consumo elástico unitário
- ] [0,1P
Q
∂∈
∂, consumo inelástico
- 0P
Q
∂=
∂, consumo perfeitamente inelástico.
Tendo em conta a heterogeneidade do consumo, a análise dever ser efectuada por sector. A
oferta de compra das famílias e dos serviços pode ser representada por uma equação
semelhante com diferentes factores (uma vez que têm dimensão diferente).
Para doméstico admitiu-se também que o consumo é dependente do orçamento familiar (I); da
precipitação (R); das temperaturas superiores a 30 º C (H) e das temperaturas inferiores a 10 º
C (L). Excepto para os casos de consumo inelástico, os consumidores dependem do mercado
para orientação dos seus consumos.
Apos a ordenação das ofertas, procura-se o ponto Equilíbrio de mercado. A Figura A.7.16
ilustra a sobreposição das duas curvas de oferta, onde se identificam o ponto de equilíbrio
151
(ponto E), o preço de mercado, EP , e quantidade de electricidade a produzir, E
Q , para aquele
período.
minQ Q
P
EP
EQ
Venda
Compra
E
DP
SP
Figura A.7.16- Fecho de mercado
A área D EP EP representa o excedente do consumidor (the consumer’s welfare), quantificando a
diferença entre o que o consumidor esta disposto a pagar e quanto efectivamente paga. A área
E SP EP representa o excedente do produtor (the producer’s surplus), quantificando a diferença
entre o que o produtor estava disposto a vender e quanto efectivamente vende.
O consumo (Bosquet) depende do preço da electricidade (P) e do orçamento familiar (I).
Quando se introduzem benefícios, há uma alteração da curva de oferta de compra ou da curva
de oferta de venda respectiva. Análise de equilíbrio parcial considera apenas o impacto do
benefício diretamente sobre o preço de equilíbrio (e, posteriormente, o preço e quantidade de
mercado).
Considerando-se o impacte ambiental, a falta de uma penalização (A) por danos tem o mesmo
efeito que a introdução de um benefício (B) e a remoção de um benefício perverso tem o
mesmo efeito que a introdução de uma penalização.
152
A introdução de uma penalização vai agravar o preço da curva de oferta de compra, conforme
ilustrado na Figura A.7.17. O fecho de mercado acontece a um preço superior e a uma menor
quantidade de venda.
minQ Q
P
EP
EQ
Compra
Venda
E
DP Compra compenalização
AAP
NP
AQ
SP
Figura A.7.17- Efeito no mercado de uma penalização
A diferença A EP P− representa as externalidades. A diferença A E
Q Q− representa os
consumidores que não estão dispostos a pagar o preço real.
O excedente do consumidor reduz-se para a área A EP AEP i.e., a diferença entre a área D E
P EP e
a área D AP AP . Embora o excedente do consumidor aparente diminuir, na realidade esta a
aumentar porque a diferença A EP P− representa o impacte da externalidade que estava a ser
paga por todos e não por quem a provoca. Com a introdução da externalidade o ajuste do
preço conduz a uma maior transparência (os consumidores sabem o custo real do que estão a
consumir) e as receitas fiscais extraordinárias podem ser utilizadas para mitigar os impactes,
investir no sistema e reduzir o défice.
O excedente do produtor também se reduz, da área S EPEP para a área N A
P AP . O aumento dos
custos de produção pode estimular a decisão de investimento em eficiência energética e
melhoria de processos de modo a diminuir a penalização, melhorando o sistema.
A introdução de um benefício diminui a curva de oferta de venda. No fecho de mercado, o
equilíbrio dá-se a um preço inferior e a uma maior quantidade. A diferença A EQ Q− representa
o número de consumidores que são fornecidos, embora sem estarem dispostos a pagar os
preços reais.
153
A Figura A.7.18 ilustra o efeito no mercado de um benefício.
minQ Q
P
EP
EQ
Venda
Compra
E
DP
Venda combenefício
BBP
MP
BQ
SP
Figura A.7.18- Efeito no mercado de um benefício
O excedente do consumidor aumenta para a área E BP EBP i.e., da área D E
P EP para a área D BP BP
. Embora aparente ser positivo, na realidade a diferença será paga por todos os contribuintes
ou irá agravar o défice.
O excedente do consumidor aumenta da área E SP EP para a área B M
P BP . Isto pode levar a
decisão de adiar os investimentos em eficiência energética e melhoria de processos.
Para que os agentes tomem decisões «acertadas», os mercados devem transmitir sinais
confiáveis, nomeadamente um preço de acordo com o custo. Os subsídios introduzem
distorções de mercado e devem ser cuidadosamente introduzidos.
Para os serviços e a Indústria, em geral, as reformas aumentam os custos de produção.
Quando esses custos não podem ser totalmente transmitidos aos consumidores, existem
Potenciais perdas de competitividade. No entanto, estes custos de curto prazo podem
incentivar investimentos em eficiência energética, aumentando o ganho ambiental e económico
a longo prazo.
Os instrumentos baseados no mercado têm a vantagem de permitir orientar os agentes embora
possam ter forte oposição por parte dos consumidores (sobretudo pela indústria por receio de
perda de competitividade internacional). Assim, há uma elevada tendência para o Estado
atribuir isenções fiscais, introduzindo deste modo distorções de mercado.
155
Anexo 5. A experiência internacional da Reforma Fiscal Ambiental
A Suécia planeia ser a primeira economia verde do mundo em 2020 e está actualmente entre
os Países em melhor posição para cumprir o Protocolo de Quioto. Este é um dos Países que
implementou instrumentos fiscais para fins ambientais e que criou um dos sistemas mais
complexos de medidas abrangentes. O imposto de energia e de CO2 foi implementado com
alvos muito precisos, exigindo, assim, um maior número de instrumentos para cumprir os
objectivos. O objectivo inicial dos impostos sobre a energia era para ajudar a financiar
despesas públicas, mas nos últimos anos passou para a necessidade de controlar a oferta e
alcançar vários objectivos da política de ambiente e energia. Quando o primeiro imposto sobre
a energia do petróleo e electricidade foi implementado em 1950, a sua receita fiscal foi
orientada para a construção de estradas e para a electrificação das zonas rurais. Durante a
década de 80 o imposto sobre a energia foi alargado a outras energias (ao biodiesel, carvão,
GLP, gás natural, gasolina e diesel), mas o objectivo desta vez era outro: a desincentivar o uso
de derivados de petróleo, melhorar a eficiência energética, estimular o uso de biocombustíveis,
criar incentivos para as empresas reduzirem o seu impacte ambiental e aumentar a quota das
energias endógenas no mix de electricidade.
Existem diferentes impostos sobre electricidade e combustíveis, em emissões de CO2 e NOx.
As taxas de energia variam de acordo com a energia primária, o seu conteúdo energético e a
sua utilização. Além disso, no caso da electricidade, o imposto difere no norte da Suécia e no
resto do país. Exemplos de tributação incluem:
- Alívio fiscal de energia para os biocombustíveis e pellets
- Reduções fiscais para determinadas melhorias ambientais na construção das casas
- Redução do imposto sobre o CO2 para a Indústria.
Em 1990, a Indústria foi sujeita a uma elevada carga fiscal sobre energia (maior do que a
existente actualmente).
Em 1991, o imposto sobre a energia foi complementada com um novo instrumento: o imposto
de CO2 para todos os produtos com excepção da electricidade, os biocombustíveis e as pellets.
Nesse ano, a Suécia tinha a seguinte conjuntura:
- A energia fóssil representava apenas 33% do total da energia consumida, e um dos
níveis de utilização de produtos petrolíferos mais baixos do mundo (a média da OCDE
era de 80%)
- O consumo de energia per capita era muito elevado em comparação com os seus
homólogos europeus, devido às necessidades de aquecimento resultantes do clima do
norte
- As emissões per capita estiveram num dos níveis mais baixos
- A indústria usava apenas 29% da energia directamente a partir de combustíveis
fósseis, sendo o restante a electricidade e biocombustíveis
- O custo da energia representava uma fracção relativamente pequena da estrutura de
Custo total das empresas
156
- O tecido económico era muito dependente das exportações, e não podia arriscar a
perda de competitividade.
Um imposto de enxofre também foi introduzido em 1991, sendo cobrado a uma taxa de 30
SEK/ kg de emissão de enxofre a partir de carvão e pellets, e em 2,7 SEK/ m3 de petróleo.
Óleos que contenham menos de 0,05% de enxofre estão isentos do imposto.
A taxa ambiental sobre a emissão de NOx foi introduzida em 1992, e desde o início de 2008
tem sido aplicado a uma taxa de SEK 50/kg NOx, sobre as emissões de caldeiras, turbinas a
gás e instalações eléctricas a combustão de pelo menos 25 GWh por ano.
Em 1992-1993 houve a transferência fiscal do sector industrial para o doméstico, sendo
atribuída isenção: a indústria. Entre 1991 e 2002, a taxa de CO2 teve sempre aumentos
graduais compensados por reduções dos impostos sobre os salários e o trabalho.
Na Suécia, a energia ainda está sujeita a IVA de 25%.
A electricidade verde é suportada por obrigações de cotas. A produção de electricidade está
isenta de imposto de energia e de CO2, embora seja sujeita ao imposto de NOx e de enxofre
em determinados casos. As centrais nucleares foram inicialmente tributadas com base na sua
produção, mas desde 01 de julho de 2000, o imposto foi baseado na potência instalada, tendo
aumentado em 24% em 2008 para SEK 12 648/MW por mês. Além disso, há uma taxa de 0,3
öre / kWh para a descontaminação e desmantelamento de centrais nucleares anteriores e uma
taxa de 1 öre / kWh para o financiamento de futuras instalações de armazenamento de
resíduos nucleares.
As centrais também estão sujeitas ao imposto sobre a propriedade. Para centrais
hidroeléctricas, este imposto foi aumentado de 1,2% para 1,7% no início de 2008 e para 2,2%
em 2011.
O aquecimento urbano centralizado representa cerca de 40% do mercado de aquecimento e
cerca de 21% do consumo total de calor é fornecido pela biomassa e biocombustíveis. O uso
de calor não é tributado: biocombustíveis e pellets são isentos de impostos para todos os
utilizadores. Além de calor, não há imposto sobre a energia de combustíveis fósseis para
actividades indústriais intensivas em energia.
Há também um sistema de Certificados Verdes de electricidade, que em 2008 teve 15,0 TWh.
No entanto, como as pellets não são contabilizadas como um combustível renovável, ao abrigo
da Directiva 2001/77/CE, há que subtrair 0,83 TWh.
No início de 2009, a taxa sobre o CO2 aumentou em 4 öre/ kg CO2 atingindo 105 öre/ kg CO2.
As taxas de CO2 e de energia são indexadas a evolução dos preços. (Chalmers, 2010; COM,
2009, 2010a, 2010c; EEA, 2000, 2001; EREC, 2010; OECD, 1992; SCB, 2010;
SwedishEnergyAgency, 2010)
A Dinamarca tem o menor consumo de energia por unidade do PIB e a maior contribuição de
renováveis para a electricidade da UE. A Dinamarca conseguiu uma dissociação do
crescimento económico e do consumo de energia desde 1980. Na Dinamarca, a carga
tributária sobre energia é provavelmente a mais alta do mundo. Os impostos sobre a energia
157
(além de impostos existentes sobre os óleos minerais) foram introduzidos na década de 70,
após a crise do petróleo quando a Dinamarca sofreu significativamente devido à sua
dependência de 95% de recursos externos. Estes impostos foram aumentados na década de
80, de forma a compensar a redução gradual dos preços do petróleo nos mercados
internacionais, mantendo os preços elevados da energia para assegurar a continuidade da
política de racionalização de energia capital. Na década de 90, estes impostos foram
aumentados pelo pacote de políticas para combater as alterações climáticas, incluindo o
imposto sobre o CO2. No entanto, as primeiras versões incluíram bastantes isenções fiscais e
elevados subsídios, reduzindo o objectivo ambiental e reduzindo a receita fiscal. Para corrigir a
situação, o Parlamento dinamarquês, em 1996, introduziu uma reforma tributária, aumentando
gradualmente a taxa e introduzindo variáveis de competitividade, com o imposto sobre o CO2
dependente da utilização final de energia: processos intensivos em energia (que representam
33% do total consumo de energia), processos pouco consumidores de energia (o que
representa 60% do consumo total de energia) e aquecimento de edifícios (que representa 7%
da energia total). O imposto foi concebido para proteger as empresas intensivas de energia
para garantir que a sua competitividade não era afetada. Houve 35 casos elegíveis como
processos intensivos em energia para uma taxa de imposto reduzida substancialmente (70
DKK por tonelada de CO2, em comparação com 135 casos e 645 leves para aquecimento) ou
para a taxa reduzida (de 48 DKK por tonelada de CO2 para processos intensivos em energia e
DKK 113 para processos pouco consumidores de energia). Essa distribuição desigual significa
que os actores económicos responsáveis por 70% do consumo de energia, que geram 20% do
PIB, vão pagar imposto de 40% (em vez de 70%, como no caso da aplicação de uma taxa
uniforme). A manutenção de uma taxa única para o aquecimento serve para explorar o maior
potencial de economia de energia (aquecimento de edifícios existentes), sem afetar a
competitividade das empresas. Para cada fonte de energia, a taxa é calculada de acordo com o
nível de CO2 emitido e toda a receita fiscal é reciclada para a economia, através de três formas:
- investimento directo (Energy Grant Scheme), que cobrem até 30% do custo total do
capital social
- reduções de contribuições de empresas para a Segurança Social (para combater a
elevada taxa de desemprego encontrado na Dinamarca)
- criação de um fundo especial para as pequenas e medias empresas.
Os combustíveis utilizados para produção de electricidade não são taxados, embora seja
taxado no consumo (a taxa aplicada é o equivalente à produção de electricidade a partir do
carvão, pois estas centrais representam 55% da produção de electricidade, sendo as restantes
energia nuclear, biodiesel, gás natural e eólica). As energias a partir de fontes renováveis, de
coprodução e a gás natural são subsidiadas. No entanto, a fim de permitir a melhoraria da
eficiência energética, a taxa de CO2 imposto foi introduzida gradualmente entre 1996 e 1998.
Outros instrumentos relacionados com o imposto são:
- Imposto de electricidade
- Imposto de gás natural
158
- Imposto de matérias-primas
- Imposto de resíduos, águas residuais
- Imposto de registo do veículo automóvel
- Imposto de cilindrada do veículo automóvel
- imposto sobre o consumo de combustível para veículos ligeiros
- Imposto de passageiros;
- Taxa de utilização rodoviária
- Imposto sobre a água.
Os principais impactes (entre 1996 e 2000) foram os seguintes:
- Redução do consumo de energia per capita em 3%
- A intensidade energética caiu 13%
- O consumo de energia para aquecimento doméstico caiu 15%
- Redução de 34% no nível de CO2 emitida por kWh de energia vendida
- A participação da energia eólica na capacidade de produção de electricidade
aumentou de 6% para 19%
- Aumento da complexidade burocrática que resultou num custo administrativo
significativo.
O apoio para RES electricidade é dada sob a forma de prémio e ou por FIT. Todos os
subsídios são repassados aos consumidores como uma prestação de serviço público (PSO-
Public Service Obligation) na tarifa de consumo. (COM, 2009, 2010a, 2010c;
DanishEnergyAgency, 2010; EEA, 2000, 2001; EREC, 2010; OECD, 1992; RISOE, 2010)
A Holanda é um importante produtor (e exportador) de gás natural e depende de importações
de energia de petróleo e de carvão. A electricidade é produzida principalmente a partir do gás e
do carvão. O uso de fontes de energia renováveis para produção de electricidade tem vindo a
aumentar. A Holanda tem uma capacidade instalada de energia eólica significativa.
Em julho de 2003, um avanço em prémio foram introduzidas as tarifas feed-in, com o
mecanismo MEP Premium (valor acrescido preço de mercado-fixado para 10 anos), sendo
abolido em agosto de 2006, quando o Ministro da Economia considerou que o objectivo da EU
aprovado para a Holanda, de 9% de energia renovável consumida até 2010 seria atingido.
Desde então, os investimentos em novas centrais renováveis foram praticamente nulos.
Em outubro de 2007, o Estado holandês publicou um novo regulamento para as tarifas feed-in,
chamado SDE ('Stimuleringsregeling Duurzame energieproductie'), em que os produtores
recebem um premio para suportar os custos adicionais ao preço da energia para o máximo de
dez anos. O montante e a duração do subsídio dependem da tecnologia de produção e do
preço de mercado da electricidade.
Com o objectivo de incentivar a produção de electricidade e calor a partir da biomassa, foi
criado o mecanismo EIA: uma redução fiscal sobre o investimento em energias renováveis,
poupança energética e à investigação e desenvolvimento. Os proprietários de habitações
159
particulares podem receber um subsídio para a compra de sistemas de aquecimento térmico e
bombas de calor.
Em 2006 foi introduzido um apoio aos fornecedores de combustível para fins de transporte
rodoviário, com a proporção de 2% de biocombustíveis. Em 2008 e 2009, o percentual era para
ser gradualmente aumentada para 3,25% e 4,5%, respectivamente, e para 2010 terá que ser
de 5,75%, conforme previsto na Directiva Europeia. No entanto, o debate sobre a
sustentabilidade dos biocombustíveis levou a uma redução para 2009 e 2010 (3,75% e 4,0%,
respectivamente). Em 2006, a redução do imposto atingiu 10,10 € por 1000 litros. No final de
2006, o gabinete holandês atribuído um total de 60 milhões de euros em subsídios para
projectos relacionados com os biocombustíveis inovadores que possam trazer uma redução
significativa nas emissões de CO2. Este esquema prolongou-se até ao final de 2010. (COM,
2009, 2010a, 2010c; EEA, 2000, 2001; ERC, 2010; EREC, 2010; OECD, 1992)
O Reino Unido tem sido um dos Estados mais activos na implementação de políticas
destinadas a reduzir as suas emissões de gases de efeito estufa. A "Declaração de Intenções
sobre fiscalização ambiental do Estado", publicado pela primeira vez em Julho de 1997,
estabelece o interesse do Estado em reformar o sistema tributário, a fim de aumentar a
conscientização sobre a necessidade de minimizar os impactes ambientais. Apesar de ter tido
uma das metas mais ambiciosas da Europa no Protocolo de Kyoto (compromisso de reduzir as
emissões em 12,5%) também é, provavelmente, um dos melhores resultados. O desempenho
do Reino Unido foi essencial no seio da União Europeia porque, juntamente com a Alemanha,
França, Finlândia, Suécia e Luxemburgo, que também têm vindo a reduzir a quantidade de
poluição produzida, pode ajudar a compensar as falhas de outros Países e, assim, permitir que
a União Europeia seja capaz de cumprir o seu objectivo global do Protocolo de Quioto.
A actual Reforma Fiscal Ambiental no Reino Unido é a imposição fiscal Climate Change Levy
(CCL), que entrou em vigor em: 01/04/2001 e incide sobre o comércio, sector público e
indústria, mas apenas para o consumo de electricidade, gás natural, coque, carvão e GLP. Os
seguintes instrumentos foram utilizados:
- penalização sobre o comportamento que não se alterava
- oportunidade para reduzir o impacte fiscal (reembolso de imposto do trabalho e da
contribuição para a segurança social).
Em 2008, as receitas fiscais ambientais no Reino Unido Fiscal Ambiental foram de 2,7% do
PIB. O imposto sobre os óleos de hidrocarbonetos na gasolina e no gasóleo foram a maior
contribuição fiscal ambiental (64,4% em 2008).
O segundo maior aumento foi em Impostos de circulação automóvel, onde as receitas fiscais
aumentaram de £ 0,1 mil milhões para £ 5,5 mil milhões em 2008.
As receitas fiscais de transporte aéreo de passageiros (Air Passenger Duty) mantiveram-se
quase inalteradas em £ 1,9 mil milhões.
As receitas do imposto sobre as alterações climáticas foram praticamente inalterada em cerca
de £ 0,7 mil milhões.
160
As propostas para a Reforma Fiscal Ambiental no Reino Unido são, principalmente, para a
Eficiência Energética:
- Prestações de capital reforçada
- Melhorias de construção (Green Building)
- Redução da taxa municipal
- Licenças de emissão e hipoteca de receitas de leilões ETS da UE
- Prorrogação da isenção do imposto para edifícios não residenciais de carbono zero.
No Reino Unido, todos os anos há um debate aprofundado sobre a despesa pública, enquanto
na UE isso só acontece a cada sete / cinco anos. (COM, 2009, 2010a, 2010c; EEA, 2000,
2001; EREC, 2010; OECD, 1992; REA, 2010; TNA, 2008; UKGovernment, 2010)
A Finlândia é um dos líderes mundiais a utilizar bioenergia com um papel importante no
sistema descentralizado de energia, com uma quota de quase 20% do consumo total de
energia primária. Actualmente na Finlândia a cogeração a biomassa e biocombustíveis são
mais largas usadas, um objectivo político principal é expandir seus sistemas de aquecimento a
cogeração para distrito (district heating) e de biocombustíveis no transporte. A política fiscal
para a bioenergia tem sido muito eficaz, embora outras energias renováveis com potencial
estão menos desenvolvidas. A energia eólica onshore tem um apoio adicional na forma de
tarifas feed-in com base em obrigações de compra ou certificados verdes.
Tendo em conta que 30% da área total da Finlândia é classificada como floresta, as pellets são
muitas vezes utilizada em centrais de coprodução, existindo uma tarifa feed-in.
Em maio de 2006, o Conselho Municipal de Helsinki aprovou um programa de três anos para
mudar metade da frota de autocarros públicos da cidade (cerca de 700 veículos) para utilizar
biodiesel a partir de biomassa, gordura animal e óleo de cozinha usado.
Em maio de 2002, o Parlamento aprovou a construção da quinta central nuclear, para entrada
em operação em 2009, mas a construção da central continua atrasada.
A Finlândia atingiu a sua meta de fontes renováveis na electricidade para 2010.
O mercado de energia está totalmente liberalizado e o apoio ao mercado de electricidade
renovável é composto de diferentes instrumentos:
- Subsídios de investimento
- Restituição de impostos para os fornecedores de energia renovável
- Garantia de acesso à rede (Lei de Mercado de Electricidade -. 386/1995)
- Tarifa feed-in ou certificados verdes
- Feed-in para as pellets
- Impostos incidentes sobre o calor, são calculados com base nas emissões de CO2
líquido da entrada de combustíveis e são zero para fontes de energia renováveis.
- Obrigações de quotas para biocombustíveis.
(COM, 2009, 2010a, 2010c; EEA, 2000, 2001; EREC, 2010; Finnish, 2010; Motiva, 2010;
OECD, 1992; VTT, 2010)
161
Na Noruega, o objectivo das medidas fiscais ambientais é assegurar o uso racional dos
recursos energéticos e reduzir os efeitos adversos do uso de energia. A preocupação com a
eficiência energética é uma parte integrante das políticas ambientais da Noruega desde a crise
do petróleo dos anos 70. O compromisso do Estado norueguês foi particularmente elevado
entre 1990 e 1993, quando apresentou subsídios ao investimento em eficiência energética no
sector privado, indústria, construção e sectores públicos. Em 1989, a Noruega foi o primeiro
país no mundo a estabelecer uma meta para as emissões de CO2, abandonado em 1995 por
ser difícil e caro. No final dos anos 90 criou novos incentivos para a produção de energia a
partir de fontes renováveis. O imposto sobre o CO2 sobre o biodiesel e o diesel foi de 40 NOK/l
em 2002 e foi de 50 NOK/l em 2003. No entanto, alguns dos maiores consumidores de energia,
a indústria e polpa de pesca, estão isentos de 50% do imposto. Os navios de mercadorias e o
transporte aéreo doméstico foram sujeitos, em 2003, a uma taxa de 29 NOK/l. As indústrias
metalúrgicas e de cimento estiveram sempre isentas do imposto sobre CO2. A combustão por
gás natural está sujeito a imposto (75NOK/m3). Existem dois modos:
- pagamentos baseados em declarações de vendas por parte das próprias empresas,
de acordo com a realização de auditorias regulares para NCE (Downstream). O
beneficiário é a entidade Alfândegas e Impostos Especiais de Consumo (NCE)
- pagamentos bianual de montante fixo (Upstream). O beneficiário é Norwegian
Petroleum Directorate (NPD).
Os principais impactes foram:
- Redução do desemprego, reduzindo as contribuições obrigatórias para a Segurança
Social
- Em 1997, cinco anos após sua entrada em vigor, o imposto abrangia cerca de 60%
das emissões de CO2.
Outros instrumentos fiscais relacionados:
- Imposto anual sobre veículos
- Imposto sobre os combustíveis automóveis
- Imposto de importação sobre os veículos automóveis
- Imposto sobre o consumo de electricidade
- Imposto sobre o tratamento final de resíduos.
(COM, 2009, 2010a, 2010c; EEA, 2000, 2001; EREC, 2010; OECD, 1992)
Na Alemanha, o petróleo domina o fornecimento de energia primária, sendo principalmente
proveniente da Rússia. A produção de electricidade é baseada principalmente em energia
nuclear e carvão, embora a quota de gás natural e de fontes renováveis esteja a aumentar.
Em 1990, foram introduzidas as tarifas feed-in, pela Lei Electric Feed Act (StrEG), sendo
revogada em abril de 2000 pela Lei Renewable Energy Sources (EEG) e actualizada em 2004
e em 2008. A Lei EEG é baseada nos seguintes princípios fundamentais:
- acesso prioritário à rede de prioridade para as energias renováveis
162
- obrigação de comprar a electricidade produzida a partir de energias renováveis
durante 20 anos, a preço fixo (tarifa Feed-in), de acordo com a energia primária e a
capacidade instalada da central.
Em 2002, a Alemanha adoptou uma lei de abandono da energia nuclear, sendo atribuído a
cada reactor um valor fixo de produção. Em 2002, a Alemanha era líder da UE (e segunda no
mundo, depois dos EUA) na energia fotovoltaica, energia solar térmica e biocombustíveis e
tinha a maior capacidade instalada de energia eólica do mundo. Uma política estável e de
confiança criou condições favoráveis à expansão de fontes renováveis. Também em 2002, a
Alemanha tinha tarifas feed-in para energia renovável para produzir electricidade (FER-E),
incentivos de mercado para calor renovável (FER-H), e isenções fiscais para os
biocombustíveis.
Em agosto de 2007, o Estado alemão elaborou um Programa de Clima e Energia, definido pela
lei Renewable Energies Haet Act (RES-H) constituída por um programa de subsídios para a
RES-H para a produção de energia solar térmica e de pequena escala da biomassa de calor,
apoiar as energias renováveis em edifícios existentes, obrigar a instalação de equipamentos de
calor por energias renováveis em edifícios novos ou aceitar medidas de mitigação das
alterações climáticas (como melhorar o isolamento dos seus edifícios, obter calor de sistemas
de aquecimento urbano, usar calor de cogeração, de biomassa, de energia geotérmica ou de
resíduos.
Há uma isenção fiscal parcial (B100) para o biodiesel (de 9 c € por litro, em 2007, até 0,45 €/l
em 2012) e para os óleos vegetais (de 0,10 €/l em 2008 para 0,45 c € €/l no início de 2012). Os
biocombustíveis de 2 ª produção estão isentos do imposto até 2015 (E85).
(BEE, 2010; COM, 2009, 2010a, 2010c; EEA, 2000, 2001; EREC, 2010; German, 2010; OECD,
1992)
Na Itália, a mais importante fonte de energia renovável é a hidroeléctrica, contribuindo em 2010
com 16,6% da produção de electricidade. A Itália é o mais importante produtor de electricidade
geotérmica na Europa, tanto de alta como de baixa temperatura. Apesar do forte crescimento
em sectores como a energia eólica onshore, biogás e biodiesel, a Itália está longe de atingir os
seus objectivos. Em primeiro lugar, há um grande elemento de incerteza devido às mudanças
políticas e ambiguidades na concepção da política. Em segundo lugar, há restrições
administrativas, tais como procedimentos de autorização complexos a nível local. Em terceiro
lugar, existem barreiras financeiras, tais como custos de ligação a rede. Em 2008, Estado
italiano estava a trabalhar em mecanismos de apoio mais Agressivos para o desenvolvimento e
uso de fonte renováveis (baseados em tarifas Feed-in semelhante aos modelos de sucesso
implementados na Alemanha e na Espanha) e a desenvolver uma lei de construção nacional
para garantir instalações térmicas solares são instalados em edifícios novos e renovados.
No referendo nuclear de novembro 1987 foi decidido parar a expansão da energia nuclear com
a construção de novas centrais nucleares e em 1988 foi decidido eliminar progressivamente as
centrais nucleares existentes.
163
No final de 2007, o Estado italiano introduziu algumas novas disposições para PRE:
- pequenos geradores (até 1 MW, com exceção de centrais eólicas, cujo limite é de
200kW) terão a escolha entre vender seus certificados verdes no mercado e receber
uma tarifa feed-in
- Imposição de quotas de energias renováveis na Produção
- Certificados verdes negociáveis
- tarifa Feed-in para fotovoltaico.
Em 2008, os contribuintes italianos podiam deduzir 55% dos custos de capital de seus
sistemas solares térmicos (e qualquer outro investimento em eficiência energética), distribuídos
por dez anos, nas suas declarações fiscais. Além disso, os investimentos em energias
renováveis tinham um desconto sobre o IVA (10% em vez de 20%) e de uma redução de
imposto do trabalho de 10 anos, se fosse realizada em regiões do sul. (APER, 2010; COM,
2009, 2010a, 2010c; EEA, 2000, 2001; ERC, 2010; EREC, 2010; Italian, 2010; OECD, 1992;
Terna, 2010)
Outros Países seguiram os Países pioneiros, como por exemplo a Estónia e a Hungria.
Na Estónia as taxas ambientais consistem em taxas de poluição (para resíduos e poluentes de
ar ambiente, das águas subterrâneas, dos cursos de água ou do solo) e de exploração de
recursos naturais (gás de xisto, pellets, materiais de construção naturais, extração de água e
areias, pesca e caça). Os impostos ambientais (adotados em 2005) estão relacionados com o
combustível e consumo de electricidade, transporte em veículos pesados, embalagens, taxa de
registo automóvel.
(COM, 2009, 2010a, 2010c; EEA, 2000, 2001; EREC, 2010; Majandus, 2010; OECD, 1992;
Tallin, 2010)
O objectivo de quota de energias renováveis na electricidade na Hungria para 2010 já foi
alcançado em 2005, principalmente devido à contribuição da biomassa. Para solar, geotérmica
e eólica a tarifa feed-in é muito baixa e um limite de capacidade de 330 MW foi criado até 2010,
por razões de segurança do sistema. Até 2020, a Hungria ambiciona uma quota de 13% a 15%
de fontes renováveis e a maior parte do excesso será fornecida para as novas centrais de
biomassa.
(COM, 2009, 2010a, 2010c; EEA, 2000, 2001; EREC, 2010; OECD, 1992; Transport, 2010)
Como exemplo de uma medida diferente, nos EUA as novas centrais solares térmicas e
fotovoltaicas são elegíveis para receber 30% de crédito fiscal ao investimento, se a central
estiver em serviço antes do final de 2016, e de 10% depois dessa data. As novas centrais
eólicas, geotérmicas, a biomassa, hidroeléctricas e a gás de aterro são elegíveis para receber
uma das opções:
- incentivo fiscal de 22 US $ /MWh nos primeiros dez anos de serviço
- 30% do incentivo fiscal ao investimento, se colocado em serviço antes do final de
2013 (ou 2012, para a eólica apenas).
165
Anexo 6. Conjuntura nacional e internacional
No momento de elaboração da presente tese, existe uma instabilidade nacional e internacional
relevante. Os ganhos financeiros de curto prazo alcançados por alguns tiveram consequências
terríveis para muitos, levando a uma descredibilidade no sistema por ser social e
economicamente sustentável. A crise financeira global reforçou a necessidade de
transparência nos negócios. Intimidados pela escala do resgate na Grécia (em Fevereiro de
2010) e na Irlanda (em Maio de 2009), e pela possibilidade de resgate na Itália, Espanha e
Portugal, os investidores internacionais começaram a esmiuçar mais prudentemente as
finanças dos Estados-Membros da EU. Em Portugal (considerado um risco por causa de seu
fraco crescimento económico e do seu elevado nível de endividamento), em 2010, a dívida do
país foi superior a 100% do PIB (mais do que a Irlanda, Grécia e Espanha), prejudicando a
economia e aumentando a desconfiança dos credores estrangeiros. As despesas correntes do
Estado (sem juros) passaram de 26,7% em 1990 para mais de 40% do PIB em 2010. O
crescimento do PIB foi de apenas 0,5%, fixando Portugal longe de seus parceiros europeus.
Portugal apresenta dificuldades para competir no mercado externo, devido à sua baixa
produtividade e altos preços de produtos e serviços (apesar do custo da mão de obra ser
barata) (BdP, 2014).
No sector de energia, o financiamento externo caiu de mais de 50% em 2003 para menos de
30% em 2010. Portugal foi o quinto país com o maior nível de dependência energética da UE, a
importação de 83,1% do consumo de energia contra uma média europeia de 53,1%. No final de
2010, 17,7% da energia primária consumida em Portugal veio de fontes renováveis, a quinta
taxa mais elevada na Europa e mais do dobro da média europeia (7,5%) (DGEG, 2011b).
Portugal terminou 2010 com uma discussão energética polémica entre as formas de produção
de electricidade (renovável versus fóssil) e seu efeito na independência energética e na divida
publica (APREN, 2010, 2011; DECO, 2010).
Internacionalmente, as equações eram múltiplas e difíceis de resolver. Os Países tinham de
lidar com os problemas globais em expansão: as alterações climáticas, a economia
internacional e a crise da dívida, a balança de pagamentos (em deterioração desde o início dos
anos 80), a influência dos Países BRIC (Brasil, Rússia, Índia e China), o fim das fontes de
energia convencionais baratas, o valor dos ecossistemas, Kyoto e acordos de Cancun, o custo
das energias renováveis, a promoção da eficiência no uso da energia e da proliferação do
lobby nuclear. Esses factores amplificaram os desafios globais e da UE na protecção
ambiental, na segurança de abastecimento de energia e a expansão do mercado livre de
energia da UE. No final de 2010, a Europa apresentava dificuldades em três dimensões:
segurança do abastecimento energético (Europa tinha uma elevada dependência energética
externa, superior a 50%, e era esperado ultrapassar 65% dentro de 20 anos), ambiente (a
Europa tinha assumido grandes compromissos ambientais que levaram a importantes metas
impostas aos seus estados-membros) e competitivos (a Europa via o seu crescimento
ameaçada pela estagnação do capital de negócios e do consumo das famílias). (COM, 2005,
2010c)
166
Esperava-se que as energias renováveis fossem ter um papel fundamental nos próximos anos,
na procura de uma energia mais limpa e na continuidade de serviço. No entanto, o seu sucesso
continuava dependente do apoio dos Estados, as mudanças no sector eléctrico e da
competição a partir de fontes de energia concorrentes (IEA, 2011). Em 25 anos a quota de
fontes renováveis de energia - incluindo a hídrica, eólica, solar, geotérmica, biomassa e
marinhos (ondas, das marés e eólica offshore) - o peso de energias limpas no mix energético
mundial duplicou, com o seu desenvolvimento directamente ligada ao sector eléctrico. No
mesmo período, a participação das energias renováveis na produção de electricidade subiu de
19% para mais de 30%, dominado pela energia eólica e pela energia hídrica. A energia
fotovoltaica terá uma forte expansão, mas representara apenas 2% do total de electricidade
produzida. A nuclear subiu de 6% para 8%. O uso de biocombustíveis no sector dos
transportes vai mais que quadruplicar a partir de um milhão de barris para 4,4 milhões de
barris, com os EUA, o Brasil e a União Europeia a continuarem a ser os maiores produtores e
consumidores. Com a expectativa do aumento do preço do barril de petróleo e o
desenvolvimento da «tecnologia verde», as energias renováveis irão tornar-se cada vez mais
competitivas (IEA, 2011). No entanto, a alegação de que a tecnologia verde levaria a uma
menor dependência de fontes externas de energia era contestada porque as tecnologias de
energia verde dependem de recursos raros e localizados: mais de 95% dos indispensáveis
minerais utilizados em turbinas eólicas e painéis solares são provenientes da China (NAS,
2008; US-DE, 2010).
Nos EUA, a Clean Energy e Security Act são aprovadas pela Câmara dos Deputados em 2009
onde estão incluídas as cláusulas sobre os impostos de carbono, que cria direitos de
importação de materiais (tais como aço, cimento, vidro e papel) de Países que não tomaram
medidas para reduzir as emissões.
A crise da dívida e a deterioração da posição da balança de pagamentos de muitos Países
desenvolvidos, desde o início da década de 80 levam a ajustes estruturais nas suas
economias. O caminho para garantir o abastecimento de energia, mobilizar receita fiscal para
os Estados e melhorar as práticas de protecção ambiental está a ser repensado. O novo
dogma é que os dogmas do passado estável estão desadaptados de um presente tumultuoso,
sendo necessário um novo paradigma energético (Amador, 2010; Antunes et al., 2003; Bureau,
2002; COM, 2010a; EEA, 2000; EIA, 2010, 2012; EREC, 2010; IEA, 2011).
167
Anexo 7. O sector da electricidade em Portugal
Até 2004 o sector eléctrico nacional manteve-se sem alterações significativas. A partir de 2004
introduziram-me mudanças nomeadamente a nível do mercado livre e na PRE.
Ate 2005, o consumo de electricidade manteve o ritmo de crescimento dos anos anteriores com
uma variação de cerca de 5.5% (cerca de 4.5% com correcção de temperatura e número de
dias úteis). Nos anos seguintes o ritmo de crescimento foi decrescendo, tendo aumento apenas
1.0% (ou 1.1% com correcção do efeito de temperatura e número de dias úteis), sendo o ritmo
de crescimento mais baixo desde 1993. Em 2009 o consumo de electricidade registou uma
evolução anual negativa (a primeira desde 1981) de 1.4% (ou 1.8 % com correcção do efeito
de temperatura e número de dias úteis). Em 2010 o consumo de electricidade recuperou da
quebra verificada, crescendo 4,7% (3,3% com correcção do efeito de temperatura e número de
dias úteis). De modo geral, no sector eléctrico português a potência máxima solicitada à rede
pública verifica-se em Dezembro ou em Janeiro.
Em 2004 entraram em serviço o segundo grupo da central hidráulica de Alqueva com 120 MW,
e o segundo grupo da central de ciclo combinado do Ribatejo com 392 MW de potência. Na
Rede Nacional de Transporte entraram em serviço a segunda interligação Alto Lindoso-Cartelle
e a nova interligação Alqueva-Balboa, ambas a 400 kV.
Em 2005 entrou em execução a Portaria 399/2002, permitindo aos cogeradores a venda da
totalidade da produção. As entregas dos Produtores em Regime Especial (PRE) subiram 47%,
com crescimentos acentuados nos eólicos e nos cogeradores, neste último caso devido ao
efeito da Portaria 399/2002. Em 2005 entrou em serviço o 3º grupo da central de ciclo
combinado do Ribatejo com 392 MW bem como os dois grupos reversíveis da central
hidroeléctrica de Frades com 196 MW. Na Produção em Regime Especial destaque para a
entrada em serviço de 30 novos parques eólicos totalizando cerca de 400 MW. Na RNT, foi
efectuado o reforço de capacidade de 400 km de linhas de 220 kV o que contribuiu para o
aumento da capacidade de trocas com a rede espanhola, nomeadamente no sentido
importador. Prosseguiu também a extensão dos 400 kV na área de Lisboa, com a construção
de um novo troço de linha dupla entre o posto de corte do Ribatejo e a zona de Fanhões. Em
termos de qualidade de serviço, medida pelo tempo de interrupção equivalente, o ano de 2005
foi o melhor de sempre (TIE=0,49 minutos).
Em 2006 as afluências aos aproveitamentos hidroeléctricos tiveram uma distribuição muito
irregular, com um começo de ano muito seco mas recuperando acentuadamente no último
trimestre (acabando por ficar muito próximas do regime médio com um coeficiente de
hidraulicidade de 0,98). A partir de Setembro o mercado estendeu-se aos clientes de Baixa
Tensão ficando completamente liberalizado. Ainda assim o consumo no Sistema Não
Vinculado (liberalizado) baixou ao longo de todo o ano reduzindo-se 30% face ao ano anterior.
No desenvolvimento da RNT, destaca-se a entrada em serviço da linha Tunes-Estói a 150 kV,
168
melhorando os níveis de qualidade de serviço no Algarve. Assinala-se ainda a abertura das
novas subestações de Bodiosa (Viseu), Paraimo (Anadia) e Portimão, bem como a construção
das novas linhas Castelo Branco-Ferro, a 220 kV, Bodiosa-Paraimo e Pego-Batalha, a 400 kV,
e a remodelação da linha a 220 kV Fanhões-Alto de Mira, com um terno a 400 kV e outro a 220
kV. Em termos de qualidade de serviço, o Tempo de Interrupção Equivalente situou-se abaixo
de 1 minuto pelo segundo ano consecutivo, facto indiciador da sustentada robustez da Rede de
Transporte.
Em 2007 a potência máxima solicitada à rede pública ocorreu em 18 de Dezembro com 9110
MW, que passou a ser o máximo histórico. Com o MIBEL a funcionar desde 1 de Julho as
trocas com Espanha foram as mais elevadas de sempre com o saldo importador a subir 38%,
abastecendo 15% do consumo. Quanto ao desenvolvimento da RNT, assinala-se a entrada ao
serviço das linhas a 400 kV Bodiosa-Paraimo (explorada a 220 kV), Batalha-Pego e Sines-
Portimão (explorada a 150 kV) e, a 220 kV, Castelo Branco-Ferro e Fanhões- Trajouce,
proporcionando um reforço da estrutura global da RNT e da garantia de satisfação de
consumos perante o seu crescimento. Entraram também em exploração as novas subestações
de Penela, Castelo Branco, Trafaria (Almada) e Alqueva (Vidigueira) e ainda o posto de corte
de Pedralva (Braga). Em termos de qualidade de serviço, a rede apresentou um bom
desempenho, mantendo-se o Tempo de Interrupção Equivalente pelo terceiro ano consecutivo
abaixo de 1 minuto.
Em 2008 entraram em serviço na RNT as subestações de V.P. Aguiar e Macedo de Cavaleiros,
integradas no novo eixo a 220 kV no interior de Trás-os-Montes, do qual já foi concretizada a
linha Valdigem – V. P. Aguiar e o ramal da linha Mogadouro – Valeira para Macedo de
Cavaleiros. Estes investimentos são relevantes para a melhoria da qualidade de serviço e
reforço da capacidade de recepção de energias renováveis na região. Entraram ainda em
serviço as novas subestações de Frades (Vieira do Minho) e Carvoeira (Torres Vedras), ambas
importantes para a recepção de nova produção eólica e, no segundo caso, também para
reforço de alimentação à região oeste a norte de Lisboa. Foi ainda ampliado o posto de corte
de Carrapatelo com a introdução da transformação 220/60 kV, dotando esta subestação de
capacidade de recepção de energia eólica no nível 60 kV. Em termos de qualidade de serviço,
a rede continuou a apresentar um bom desempenho, sendo o Tempo de Interrupção
Equivalente de 1,3 minutos.
Em 2009 o consumo abastecido com tarifa regulada desceu para 82% do total. A potência
máxima verificada na rede pública ocorreu no dia 12 de Janeiro, com 9217 MW, 100 MW acima
do anterior máximo histórico datado de Dezembro de 2007. O saldo importador foi o mais baixo
desde 2003 e abasteceu 9% do consumo. No desenvolvimento da RNT destaca-se a
construção da linha Falagueira-Estremoz e a abertura da subestação de Estremoz, reforços
169
importantes para a melhoria na qualidade de serviço da zona interior do Alto Alentejo. A
abertura da subestação de Tábua, para recepção de produção PRE e ainda a entrada em
serviço da subestação de Lagoaça (Freixo de Espada à Cinta), é primeiro passo para um
aumento significativo da capacidade de troca com a rede espanhola, a alcançar com o fecho da
nova interligação a 400 kV nesta zona. Foram também reforçadas as potências de
autotransformação das subestações de Falagueira e Ferreira do Alentejo com uma nova
unidade em cada subestação, contribuindo a primeira para o aumento da capacidade de
recepção de energia renovável no eixo da Beira Interior e a segunda, para o aumento da
capacidade de interligação com Espanha. Assinala-se ainda a entrada em serviço da central de
ciclo combinado de Lares (2x435 MW), com ligação à rede através de linha dupla de 400 kV,
entre a central e a subestação de Lavos. Em termos de qualidade de serviço, a rede continuou
a apresentar um bom desempenho, sendo o Tempo de Interrupção Equivalente de 0,42
minutos (o melhor valor de sempre).
Em 2010 a potência solicitada à rede teve um novo máximo histórico: 9 403 MW, a 11 de
Janeiro. A produção hidroeléctrica conheceu o primeiro ano húmido desde 2003, com um
índice de hidraulicidade de 1,31, abastecendo 28% do consumo. A Produção em Regime
Especial cresceu 24% e abasteceu 34% do consumo, dos quais 17% se deveram às eólicas. A
produção eólica aumentou 20%, com 350 MW de novos parques este ano e com um índice de
eolicidade de 1,08. O saldo importador foi o mais baixo desde 2002 e abasteceu 5% do
consumo. Em 2010, entrou em serviço a central de ciclo combinado do Pego (2x418,6 MW),
com ligação à rede no posto de corte do Pego. No desenvolvimento da RNT salienta-se a
entrada em serviço das linhas a 400 kV Armamar – Lagoaça e Lagoaça – Aldeadávila, a
passagem a 400 kV do eixo Armamar – Bodiosa – Paraimo e a abertura da subestação de
Armamar e a ampliação de Lagoaça, ambas com autotransformação 400/220 kV. Estes
projectos permitem dotar a rede de um aumento da capacidade de recepção de produção
renovável na zona do Douro e aumentar a capacidade de interligação com a rede espanhola.
Foi ainda reforçado o eixo a 220 kV da falda norte da serra da Lousã, com a nova linha a 220
kV Penela – Tábua, contribuindo para a recepção de nova energia renovável na região. Na
faixa litoral entrou ao serviço a linha 400 kV Batalha – Lavos, importante para o escoamento da
produção dos novos grupos térmicos da zona centro litoral. No Sul, passou à exploração a 400
kV a linha Sines – Portimão 3, melhorando as condições de alimentação ao Algarve. Em 2010
ocorreram 3 falhas na RNT com interrupção de abastecimento, totalizando um Tempo de
Interrupção Equivalente de 1,15 minutos. (REN, 2014)
Em 2011 o consumo de electricidade situou-se em 50,5 TWh, registando a maior quebra anual
até hoje verificada em Portugal, 3,2% ou 2,3% com correcção dos efeitos de temperatura e
número de dias úteis. A potência máxima ocorrida na rede atingiu 9 192 MW, cerca de 200 MW
abaixo do máximo histórico registado em 2010. A produção de origem renovável abasteceu
46% do consumo (eólica 18%, hídrica 22% e outras renováveis 6%), inferior aos 52% do ano
170
anterior, verificados com condições meteorológicas excepcionais. Os índices de produtibilidade
hidroeléctrica e eólica situaram-se respectivamente em 0.92 e 0.97. Pela primeira vez a
produção eólica baixou face ao ano anterior apesar do aumento de 375 MW da potência ligada
à rede. Nas grandes hídricas, entraram em serviço os reforços de potência de Picote e
Bemposta com 431 MW. A produção térmica em regime ordinário aumentou 12% e abasteceu
38% do consumo (20% a gás natural e 18% a carvão). O saldo importador aumentou 7% e
representou 6% do consumo. No desenvolvimento da RNT destacam-se, para melhoria de
alimentação aos consumos, no Porto a nova subestação de Prelada e a remodelação de
Ermesinde para 220 kV, e em Lisboa a abertura da subestação do Zambujal e a conclusão de
um circuito subterrâneo entre Sacavém e a zona do Alto de S. João (220 kV, mas nesta fase a
operar a 60 kV). Em Trás-os-Montes entrou em exploração a linha a 220 kV Macedo de
Cavaleiros-Valpaços, componente importante do futuro eixo transmontano a 220 kV entre
Lagoaça e Valdigem. na região centro, facilitando os trânsitos norte-sul e o escoamento da
produção nesta zona, entrou em serviço a linha a 400 kV Lavos-Paraimo. na Península de
Setúbal, a linha a 400 kV Palmela-Ribatejo foi desviada para Fernão Ferro, no âmbito da
introdução dos 400 kV nesta subestação. No Algarve, para reforço de abastecimento aos
consumos, receção de energia renovável e nova interligação com Espanha, entraram em
exploração a subestação de Tavira, as linhas a 400 kV Portimão-Tavira e o troço nacional da
futura interligação Tavira-Puebla de Guzman (Espanha) bem como a linha a 150 kV Portimão-
Tunes 3. Em termos de qualidade de serviço a rede de transporte apresentou o melhor
desempenho de sempre com um tempo de interrupção equivalente de 0,27 minutos.
Em 2012 o consumo de electricidade totalizou 49.1 TWh, contraindo 2.9% face ao ano anterior,
ou 3.6% com correcção dos efeitos de temperatura e nº de dias úteis. Face ao consumo
máximo anual, ocorrido em 2010, verifica-se já uma quebra de 6%. A potência máxima atingiu
8554 MW, cerca de 850 MW abaixo do máximo histórico registado também em 2010.
Verificaram-se condições hidrológicas extremamente desfavoráveis ao longo de todo o ano,
com um índice de hidraulicidade de apenas 0.48. A produção de origem renovável abasteceu
37% do consumo, com a eólica a atingir a quota mais elevada de sempre, 20%, a hídrica 11%
e outras renováveis 6%. As centrais térmicas a carvão e de ciclo combinado a gás natural
abasteceram respectivamente, 25% e 11% do consumo. O saldo importador abasteceu 16% do
consumo, com uma ocupação da capacidade importadora de 59%. Em 2012 entrou em serviço
a nova central de Alqueva II, reversível, com 254 MW e foi desclassificada a central do
Carregado, a fuelóleo, com 710 MW. No desenvolvimento da RNT destacam-se, para melhoria
de alimentação aos consumos, em Trás-os-Montes a nova subestação 220/60 kV de Valpaços,
no Porto duas novas ligações em circuito subterrâneo a 220 kV, uma entre as subestações de
Vermoim e Prelada, e a outra entre o posto de transição de Valongo e a subestação de
Ermesinde. Em Lisboa, também para apoio ao abastecimento dos consumos, passou à
exploração a 220 kV o segundo circuito subterrâneo Alto de Mira – Zambujal (que se
encontrava já construído mas a operar na rede de 60 kV), e um novo circuito subterrâneo entre
171
o Prior Velho e o Alto de São João (construído para 220 kV mas nesta fase a operar a 60 kV).
Na zona litoral norte e sul do Tejo, foi concluída a nova ligação a 400 kV entre Marateca e
Fanhões, introduzindo um reforço na fiabilidade do eixo norte-sul e também na alimentação aos
consumos da região Lisboa/Península de Setúbal. Entraram ainda cinco novos
transformadores em serviço, com uma potência total de 850 MVA.
Os dados passados para o mix de produção e para o consumo de electricidade estão
representados no Quadro A.7.1.
Quadro A.7.1- Dados históricos da produção por central e do consumo de electricidade
Ano
GWh 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Hídrica a fio
de água 7840 7576 4282 6348 7579 4233 9385 6064 2876 5870 6080 3892 4626 8397
Hídrica com
albufeira 4415 4648 2622 4496 5817 3027 5286 3152 1649 4335 3443 2550 3269 6472
Carregado 168 1682 2713 1257 1510 2408 1093 328 1162 240 197 42 -5 36
Barreiro 138 209 249 179 210 251 195 202 221 146 113 78 122 0
Setúbal 2555 5035 4636 3193 3861 5190 1833 1687 3556 1235 961 684 184 9
Pego 3606 2796 4822 4600 4022 4795 4168 4421 4699 4377 3615 3496 3073 1662
Sines 8381 8385 9320 9092 8678 9533 9473 9530 9591 9692 8048 6925 8868 4888
Outeiro CC 0 1260 6130 5895 5950 7126 5404 6154 6287 4059 4456 5093 4769 5028
Lares 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 876 2055
Pego CC 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 516
Ribatejo 0 0 0 0 0 0 203 3418 5089 5728 6036 7480 5818 3102
Importação 2896 274 -857 918 239 1899 2796 6480 6819 5441 7488 9430 4777 2624
PRE
Hídrica 553 529 480 603 673 707 1027 690 387 992 697 661 826 1376
PRE
Térmica 1196 1354 1702 1704 1646 1773 2188 2994 4430 4868 5436 5178 5964 7314
PRE eólica 24 79 107 154 237 340 476 781 1726 2892 4013 5694 7492 9023
PRE Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 21 32 148 204
Consumo 31944 33809 35801 37931 40015 40666 43061 45498 47940 49176 50058 50596 49884 52198
172
Ou, agregada por tecnologia, tal como representado no Quadro A.7.2.
Quadro A.7.2- Dados historicos da produção por tecnologia e do consumo de electricidade
Ano
GWh 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Eólica 24 79 107 154 237 340 476 781 1726 2892 4013 5694 7492 9023
Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 21 32 148 204
Hídrica 12808 12753 7384 11447 14069 7967 15698 9906 4912 11197 10220 7103 8721 16245
Carvão 14848 18107 21740 18321 18281 22177 16762 16168 19229 15690 12934 11225 12242 6595
Gás Natural 0 1260 6130 5895 5950 7126 5607 9572 11376 9787 10492 12573 11463 10701
Consumo 31944 33809 35801 37931 40015 40666 43061 45498 47940 49176 50058 50596 49884 52198
173
Anexo 8. Tarifa
A.8.1. Evolução da Estrutura Tarifária
O Decreto-Lei nº 187/95, de 27 de Julho, criou a Entidade Reguladora do Sector eléctrico
(ERSE), tendo definido no seu artigo 4º que a ERSE estabelece periodicamente os valores das
tarifas e preços a aplicar previstos no Regulamento Tarifário, procedendo à sua publicação no
Diário da República, 2.a série, até 15 dias antes da data de início da sua aplicação. Assim, a
primeira vez que a ERSE aprovou tarifas e preços de electricidade foi a partir de 1 de Janeiro
de 1999, através do Despacho nº 21 717-A/98 (2.a série), de 15 de dezembro. O Despacho de
aprovação de tarifas e preços é precedido de consulta ao Conselho Tarifário da ERSE, e do ato
final de aprovação fazem parte integrante documentos justificativos das decisões tomadas.
O Quadro legal do sector eléctrico sofreu uma profunda reestruturação durante o ano de 2006
e em 2007. Procedeu-se à transposição da Directiva n.º 2003/54/CE, do Parlamento Europeu e
do Conselho, de 26 de Junho, que estabelece regras comuns para o mercado interno da
electricidade e aprofundou-se a integração e operacionalização do Mercado Ibérico de
Electricidade (MIBEL).
A aprovação das tarifas e preços foi, de acordo com os procedimentos estabelecidos no
Regulamento Tarifário, precedida de proposta submetida à apreciação do Conselho Tarifário,
da Autoridade da Concorrência e dos serviços competentes das Regiões Autónomas dos
Açores e da Madeira. Esta proposta foi complementada por um conjunto de outros documentos
que lhe serviram de base e de enquadramento e que dela fazem parte integrante. As tarifas ora
aprovadas têm em consideração o parecer do Conselho Tarifário. O parecer do Conselho
Tarifário e a resposta da ERSE são tornados públicos.
O Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de Fevereiro, veio estabelecer as bases da organização e do
funcionamento do sector eléctrico, remetendo para legislação complementar um conjunto de
matérias que concretizam essas bases. O Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de Agosto, surge
como parte dessa legislação complementar, definindo, entre outros, os procedimentos para
atribuição da concessão da Rede Nacional de Transporte de Electricidade (RNT) e das
concessões de distribuição de electricidade em alta e média tensão e em baixa tensão. O
Decreto-Lei n.º 237-B/2006, de 18 de Dezembro, limita o acréscimo das tarifas reguladas em
BTN para 2007 e aprova os mecanismos respeitantes à recuperação dos montantes relativos
aos défices tarifários e aos ajustamentos tarifários. Por fim, o Decreto-Lei n.º 264/2007, de 24
de Julho, estabelece um conjunto de disposições destinadas a promover o aprofundamento do
Mercado Ibérico de Electricidade, sendo de destacar as que respeitam ao processo de
cessação antecipada dos Contratos de Aquisição de Energia (CAE), à aquisição de
electricidade pelo agente comercial de último recurso e à revisão, com carácter extraordinário,
das tarifas de electricidade pela ERSE nos termos do Regulamento Tarifário.
Com vista a adaptar a regulamentação do sector eléctrico ao novo Quadro legal e ao desafio
de criação do MIBEL a ERSE lançou uma revisão regulamentar que se concluiu no mês de
Junho de 2007 com a aprovação da revisão dos regulamentos do sector eléctrico, incluindo o
Regulamento Tarifário.
174
Assim, as tarifas para 2008 foram determinadas tendo em consideração o disposto no
Regulamento Tarifário publicado pelo Despacho n.º 18 993-A/2005, de 31 de Agosto, e
alterado pelo Despacho n.º 17 744-A/2007, de 10 de Agosto. As disposições estabelecidas no
Regulamento Tarifário aprofundam, por um lado, a regulação das actividades de transporte e
distribuição de electricidade e por outro lado, a integração do Mercado Ibérico de Electricidade,
no Quadro da legislação em vigor anteriormente referida.
As tarifas para 2008 contemplam ainda as seguintes alterações legislativas:
- A Portaria n.º 481/2007, de 19 de Abril, que alterou a Portaria n.º 96/2004, de 23 de
Janeiro e determinou a revisão das taxas de remuneração dos terrenos do domínio
público hídrico afectos aos centros electroprodutores;
- O Decreto-Lei n.º 199/2007, 18 de Maio, que alterou o Decreto-Lei n.º 240/2004, de 27
de Dezembro, que procedeu à definição das condições da cessação dos contratos de
aquisição de energia (CAE) e à criação de medidas compensatórias relativamente à
posição de cada parte contratante naqueles contratos (CMEC);
- A Portaria n.º 782/2007, de 19 de Julho, que reconheceu a entidade gestora dos
mercados diários e intradiário do MIBEL e estabeleceu as regras especiais ou
obrigações de aquisição de energia pelo agente comercial de último recurso;
- O Decreto-Lei n.º 226-A/2007, de 31 de Maio, que aprovou o novo regime de utilização
dos recursos hídricos. Este diploma estabeleceu regras específicas sobre a
regularização da atribuição dos títulos de utilização dos recursos hídricos às empresas
titulares dos centros electroprodutores bem como sobre os pagamentos destas a título
de transmissão dos direitos de utilização da entidade concessionária da RNT para as
empresas titulares dos centros electroprodutores. Parte do valor do Balanço
económico-financeiro associado aos direitos de utilização do domínio hídrico afecto aos
centros hidroeléctricos foi destinada à amortização dos défices tarifários relativos aos
anos de 2006 e 2007, através do Despacho de S. Exa. o Ministro da Economia, cujos
mecanismos de recuperação nas tarifas são estabelecidos pelo Decreto-Lei n.º 237-
B/2006, de 18 de Dezembro;
- O Decreto-Lei n.º 264/2007, de 24 de Julho, determinou a revisão extraordinária das
tarifas de electricidade em 2007, na sequência do início do mercado organizado a 1 de
Julho de 2007. Assim, em Agosto de 2007, a ERSE publicou novas tarifas para o
período de Setembro a Dezembro de 2007, as quais implementam as principais
alterações regulamentares e legislativas até à data. As tarifas ora fixadas para 2008
dão continuidade às novas tarifas extraordinárias publicadas para 2007, no que diz
respeito à estrutura tarifária, aos custos e às actividades do sector eléctrico.
As principais alterações introduzidas nas tarifas para 2008 são:
- Cessação da actividade de aquisição de electricidade da Concessionária da RNT;
- Criação da nova actividade de compra e venda de electricidade do Agente Comercial,
responsável pela gestão dos contratos de aquisição de energia das centrais da Tejo
Energia e da Turbogás;
175
- Formulação dos custos da actividade de compra e venda de electricidade do agente
comercial de último recurso em ambiente de mercado que condicionam a tarifa de
Energia;
- Introdução do pagamento dos Custos para a Manutenção do Equilíbrio Contratual
(CMEC) no termo de potência contratada da tarifa de UGS;
- Afectação dos custos das centrais da Tejo Energia e da Turbogás não recuperados no
mercado ao sobrecusto da actividade de compra e venda de electricidade do Agente
Comercial na tarifa de UGS;
- Aceitação de custos com a convergência tarifária das Regiões Autónomas dos Açores
e da Madeira na tarifa de UGS;
- Ajustamento da afectação dos custos com a produção em regime especial (PRE)
incluídos na tarifa de UGS em resultado da diminuição dos custos de aquisição de
electricidade do agente comercial de último recurso e, por consequência, da tarifa de
Energia (resultando num aumento do diferencial do custo desta produção);
- Redução das taxas de remuneração dos terrenos do domínio público hídrico afectos
aos centros electroprodutores;
- Amortização de parte dos défices tarifários relativos aos anos de 2006 e 2007, cujos
mecanismos de recuperação nas tarifas são estabelecidos pelo Decreto-Lei n.º 237-
B/2006, de 18 de Dezembro, pela utilização de parte do valor do Balanço económico-
financeiro associado aos direitos de utilização do domínio hídrico afecto aos centros
hidroeléctricos, previsto no Decreto-Lei n.º 226-A/2007, de 31 de Maio;
- Introdução das rendas na tarifa de UGS associadas aos défices tarifários
remanescentes de (i) limitação de acréscimos em BT e BTN de 2006 e 2007,
respectivamente e de (ii) limitação dos custos com a convergência tarifária das Regiões
Autónomas de 2006 e 2007, nos termos do Decreto-Lei n.º 237-B/2006, de 18 de
Dezembro.
O Regulamento de Relações Comerciais (RRC) tem por objecto estabelecer as disposições
relativas às relações comerciais entre os vários sujeitos intervenientes no Sector eléctrico
Nacional, bem como as condições comerciais para ligação às redes públicas. Estão abrangidas
pelo âmbito de aplicação deste regulamento as seguintes entidades:
- Consumidores ou clientes
- Agente comercial de último recurso
- Agente comercial
- Operadores das redes de transporte e de distribuição
- Produtores de electricidade
- Operador logístico de mudança de agente comercial
- Agente comercial
- Operadores de mercados
176
O Regulamento de Relações Comerciais define os componentes da tarifa, a metodologia para
a determinação dos rendimentos de cada taxa, a metodologia de cálculo das tarifas e estrutura
tarifária. As várias etapas metodológicas e os parâmetros utilizados para calcular as taxas
estão claramente definidos na portaria, que permite que os agentes económicos a antecipar as
suas decisões.
O sistema tarifário e a metodologia de cálculo das tarifas, definidas no Regulamento Tarifário,
devem promover de forma transparente a eficiência na afectação de recursos e a equidade e
justiça das tarifas, sem esquecer a necessidade de manter o Balanço económico e financeiro
das empresas reguladas, a qualidade do fornecimento de electricidade e a estabilidade da
evolução tarifária. A garantia da inexistência de subsídios cruzados nas tarifas de venda a
clientes finais e nas tarifas de acesso impõe que as tarifas sejam determinadas de forma
aditiva. Para que cada cliente pague na medida dos custos que causa no sistema, torna-se
necessário que a tarifa que lhe é aplicada seja composta pelas tarifas por actividade que, por
sua vez, são determinadas com base nos diferentes custos por actividade. As tarifas são
estabelecidas de forma a proporcionar a cada actividade um montante de proveitos calculados
de acordo com as fórmulas constantes no Regulamento Tarifário.
Em Portugal os preços das tarifas são definidos pela ERSE. As diferentes tarifas para 2014
(ERSE, 2015b) estão apresentadas desde o Quadro A.7.3 até ao Quadro A.7.8. São utilizados
os períodos trimestrais de entrega de electricidade (ERSE, 1999), a forma como o consumo de
electricidade se distribui ao longo das 24 horas e os 7 dias da semana (ERSE, 2015a) e os
parâmetros de horas de utilização (ERSE, 1999) definidos pela ERSE.
177
Quadro A.7.3- Tarifa transitória de venda a clientes finais em AT
(ERSE, 2015b) TARIFA TRANSITÓRIA DE VENDA A CLIENTES FINAIS EM AT
PREÇOS
Termo tarifário fixo (EUR/mês) (EUR/dia) 69,94 2,2995 Potência (EUR/kW.mês) (EUR/kW.dia) Tarifa de longas utilizações Horas de ponta 6,010 0,1976
Contratada 0,820 0,0270 Tarifa de médias utilizações Horas de ponta 5,824 0,1915
Contratada 0,677 0,0223 Tarifa de curtas utilizações Horas de ponta 11,834 0,3891
Contratada 0,478 0,0157 Energia activa (EUR/kWh) Tarifa de longas utilizações
Períodos I, IV Horas de ponta 0,1133 Horas cheias 0,0909 Horas de vazio normal 0,0691 Horas de super vazio 0,0582
Períodos II, III Horas de ponta 0,1124 Horas cheias 0,0937 Horas de vazio normal 0,0714 Horas de super vazio 0,0654
Tarifa de médias utilizações
Períodos I, IV Horas de ponta 0,1250 Horas cheias 0,0934 Horas de vazio normal 0,0698 Horas de super vazio 0,0606
Períodos II, III Horas de ponta 0,1261 Horas cheias 0,0964 Horas de vazio normal 0,0732 Horas de super vazio 0,0654
Tarifa de curtas utilizações
Períodos I, IV Horas de ponta 0,1462 Horas cheias 0,1068 Horas de vazio normal 0,0702 Horas de super vazio 0,0621
Períodos II, III Horas de ponta 0,1458 Horas cheias 0,1065 Horas de vazio normal 0,0732 Horas de super vazio 0,0666
Energia reactiva (EUR/kvarh) Indutiva 0,0226
Capacitiva 0,0169
178
Quadro A.7.4- Tarifa transitória de venda a clientes finais em MT
(ERSE, 2015b) TARIFA TRANSITÓRIA DE VENDA A CLIENTES FINAIS EM MT
PREÇOS
Termo tarifário fixo (EUR/mês) (EUR/dia)
45,19 1,4856 Potência (EUR/kW.mês) (EUR/kW.dia) Tarifa de longas utilizações Horas de ponta 9,595 0,3155
Contratada 1,468 0,0483 Tarifa de médias utilizações Horas de ponta 9,671 0,3179
Contratada 1,381 0,0454 Tarifa de curtas utilizações Horas de ponta 14,259 0,4688
Contratada 0,580 0,0191 Energia activa (EUR/kWh) Tarifa de longas utilizações
Períodos I, IV Horas de ponta 0,1287 Horas cheias 0,1004 Horas de vazio normal 0,0708 Horas de super vazio 0,0604
Períodos II, III Horas de ponta 0,1316 Horas cheias 0,1030 Horas de vazio normal 0,0735 Horas de super vazio 0,0677
Tarifa de médias utilizações
Períodos I, IV Horas de ponta 0,1346 Horas cheias 0,1036 Horas de vazio normal 0,0720 Horas de super vazio 0,0615
Períodos II, III Horas de ponta 0,1403 Horas cheias 0,1042 Horas de vazio normal 0,0760 Horas de super vazio 0,0677
Tarifa de curtas utilizações
Períodos I, IV Horas de ponta 0,2025 Horas cheias 0,1121 Horas de vazio normal 0,0761 Horas de super vazio 0,0679
Períodos II, III Horas de ponta 0,2022 Horas cheias 0,1121 Horas de vazio normal 0,0766 Horas de super vazio 0,0713
Energia reactiva (EUR/kvarh) Indutiva 0,0246
Capacitiva 0,0185
179
Quadro A.7.5- Tarifa transitória de venda a clientes finais em BTE
(ERSE, 2015b) TARIFA TRANSITÓRIA DE VENDA A CLIENTES FINAIS EM BTE
PREÇOS
Termo tarifário fixo (EUR/mês) (EUR/dia) 25,32 0,8326 Potência (EUR/kW.mês) (EUR/kW.dia) Tarifa de médias utilizações Horas de ponta 14,407 0,4737
Contratada 0,628 0,0206 Tarifa de longas utilizações Horas de ponta 20,467 0,6729
Contratada 1,449 0,0476 Energia activa (EUR/kWh) Tarifa de médias utilizações
Horas de ponta 0,2097 Horas cheias 0,1211 Horas vazio normal 0,0849 Horas super vazio 0,0747
Tarifa de longas utilizações
Horas de ponta 0,1491 Horas cheias 0,1164 Horas vazio normal 0,0776 Horas super vazio 0,0685
Energia reactiva (EUR/kvarh) Indutiva 0,0293
Capacitiva 0,0223
Quadro A.7.6- Tarifa transitória de venda a clientes finais em BTN (>20,7 kVA)
(ERSE, 2015b) TARIFA TRANSITÓRIA DE VENDA A CLIENTES FINAIS EM BTN (>20,7 kVA)
PREÇOS
Potência (kVA) (EUR/mês) (EUR/dia) Tarifa de médias utilizações
27,6 44,02 1,4473 34,5 54,87 1,8038 41,4 65,71 2,1604
Tarifa de longas utilizações 27,6 150,60 4,9512 34,5 188,17 6,1865 41,4 225,73 7,4214
Energia activa (EUR/kWh) Tarifa de médias utilizações
Horas de ponta 0,2938 Horas cheias 0,1477 Horas de vazio 0,0845
Tarifa de longas utilizações Horas de ponta 0,2131 Horas cheias 0,1233 Horas de vazio 0,0767
180
Quadro A.7.7- Tarifa transitória de venda a clientes finais em BTN (<=20,7 kVA e >2,3 kVA)
(ERSE, 2015b) TARIFA TRANSITÓRIA DE VENDA A CLIENTES FINAIS EM BTN (<=20,7 kVA e >2,3 kVA)
PREÇOS
Potência (kVA) (EUR/mês) (EUR/dia)
Tarifa simples , bi-horária e tri-horária 3,45 4,64 0,1526 4,6 6,03 0,1984
5,75 7,42 0,2439 6,9 8,81 0,2895
10,35 12,96 0,4262 13,8 17,12 0,5629
17,25 21,28 0,6996 20,7 25,44 0,8362
Energia activa (EUR/kWh) Tarifa simples <=6,9 kVA 0,1528 Tarifa simples >6,9 kVA 0,1543
Tarifa bi-horária <=6,9 kVA Horas fora de vazio 0,1785 Horas de vazio 0,0946
Tarifa bi-horária >6,9 kVA Horas fora de vazio 0,1821 Horas de vazio 0,0955
Tarifa tri-horária <=6,9 kVA Horas de ponta 0,2029 Horas de cheias 0,1613 Horas de vazio 0,0946
Tarifa tri-horária >6,9 kVA Horas de ponta 0,2066 Horas de cheias 0,1642 Horas de vazio 0,0955
Quadro A.7.8- Tarifa transitória de venda a clientes finais em BTN (<=2,3 kVA)
(ERSE, 2015b) TARIFA TRANSITÓRIA DE VENDA A CLIENTES FINAIS EM BTN (<=2,3 kVA)
PREÇOS
Potência (kVA) (EUR/mês) (EUR/dia) Tarifa simples 1,15 2,43 0,0797
2,3 4,26 0,1400 Energia activa (EUR/kWh)
Tarifa simples 0,1317
Em 2007, antes do mercado livre, foram estabelecidos contratos de preço com os produtores
de electricidade, designados por Contratos de Aquisição de Energia (CAE), através dos quais
privados investiriam nas novas centrais mediante uma concessão de venda da electricidade à
rede pública, sendo remunerados por uma tarifa com dois termos: um fixo que assegurava os
custos de investimento na potência instalada e um variável que remunerava o fornecimento de
energia. Estes contratos baseiam-se em previsões dos preços dos combustíveis (uma parcela
181
dos custos variáveis de produção), que devido a sua volatilidade obriga ao ajustamento do
CAE no ano seguinte.
Tal não era ainda a liberalização do sistema, pois tais centrais eram financeiramente activos da
EDP. Com a liberalização da electricidade, as novas centrais a serem feitas correriam os riscos
de mercado e já não teriam CAE. Mas as que tinham sido construídas ao abrigo dos CAE
poderiam manter esse regime ou passarem para o regime dos Custos de Manutenção de
Equilíbrio Contratual (CMEC), no qual fariam ofertas de energia no mercado grossista,
simulando o funcionamento em mercado livre, mas beneficiando de um mecanismo de
compensação que lhes permitisse a recuperação dos investimentos feitos, no caso de o
funcionamento em mercado livre lhes dar cash-flows inferiores aos que tinham nos CAE. A
criação do CMEC é baseada no cálculo da diferença entre o valor actual das receitas de venda
esperadas para uma determinada central de geração de energia, antes da liberalização dos
mercados, tal como previsto no CAE. Os ajustamentos anuais ao valor inicial do CMEC são
determinados pela Direção-Geral de Energia (DGEG, 2014), ouvida a ERSE, com base nos
dados fornecidos pela entidade concessionária da RNT, pelas entidades que desenvolvam a
actividade de distribuição de energia e pelos produtores. Os factores que introduzem
ajustamentos de CMEC são os seguintes:
- Comparação do preço da electricidade e da receita da central;
- Evolução dos custos operacionais (custos de combustível e subsídios de CO2);
- Evolução da taxa de inflação.
Quadro A.7.9- Custos de interesse económico geral de electricidade em Portugal em 2010
(ERSE, 2011b)
Custos de interesse económico geral de
electricidade (k€)
Total 1 826 309
PRE 805 123
CAE 248 060
CMEC 305 026
CIEG 37 036
Rendas do equilíbrio
tarifário (BT-2006 e BTN-
2007) 20 026
PPDA 18 211
PPEC 11 500
O montante para os CAE e para os CMEC está integrado no Tarifário de UGS e é composto de
uma parte fixa e uma parte variável, que é publicado pela ERSE. Com os contractos CAE ainda
182
permanece a Tejo Energia (Central do Pego) e a Turbogás (Central da Tapada do Outeiro),
gerido pela REN Trading.
Os custos de interesse económico geral de electricidade em Portugal em 2010, definidos para
serem pagos até 2020 por todos os consumidores, estão ilustrados no Quadro A.7.9. (ERSE,
2011b)
A.8.2. Evolução da legislação da produção descentralizada
Até 2014, existiam duas figuras de venda de energia à rede pelo próprio consumidor:
- A microprodução: a geração de energia, através de instalações de painéis solares
fotovoltaicos, microturbinas ou microeólicas. A energia produzida pode ser aproveitada
para o aquecimento de águas sanitárias ou para a produção de electricidade, que é
depois vendida à rede de distribuição
- A miniprodução: a actividade de produção de electricidade, com base numa só
tecnologia e recorrendo a recursos renováveis, que é depois vendida à rede de
distribuição. Exige que exista consumo efectivo de electricidade no local da instalação
e que potência de ligação à rede seja igual ou inferior a 250 kW.
O Decreto-Lei n.º 118-A/2010 alterou o regime jurídico aplicável à microprodução, e procedeu à
segunda alteração ao Decreto-Lei n.º 363/2007 e à segunda alteração ao Decreto-Lei n.º
312/2001. Este Decreto-Lei pretendeu incentivar a microprodução por particulares, revendo o
regime jurídico da microprodução (passa a ser obrigatório para a generalidade dos
comercializadores que fornecem a electricidade comprar a electricidade microgerada) e
aumentando a quantidade de electricidade que pode ser produzida (passando de 14MW para
25MW por ano). Também, são criados mecanismos para garantir o acesso à microprodução,
com base em critérios de interesse público, a entidades que prestem serviços de carácter
social, nomeadamente estabelecimentos na área da saúde, educação, solidariedade e
protecção social, bem como na área da defesa e segurança e outros serviços do Estado ou das
autarquias locais.
Por fim, estabelece-se que o regime bonificado fica também associado à implementação de
medidas de eficiência energética, uma vez que se exige que o local de consumo disponha de
colectores solares térmicos, caldeiras de biomassa ou, no caso dos condomínios, a
obrigatoriedade de medidas de eficiência energética identificadas em auditoria.
Qualquer particular que queira produzir energia neste regime passa a poder fazê-lo através de
um registo aberto, que só deixa de estar disponível quando é atingida a potência máxima
destinada para o ano em causa. Os registos passam a ser ordenados por ordem de chegada,
permitindo aos interessados ter maior previsibilidade quanto à data em que poderão proceder à
instalação da microprodução.
A tarifa é aplicável durante um total de 15 anos contados desde o 1.º dia do mês seguinte ao
do início do fornecimento, subdivididos em dois períodos: o primeiro com a duração de 8 anos
e o segundo com a duração dos subsequentes 7 anos. A tarifa de referência é fixada em €
400/MWh para o primeiro período e em € 240/MWh para o segundo período, sendo o valor de
183
ambas as tarifas sucessivamente reduzido anualmente em € 20/MWh. A tarifa a aplicar varia
consoante o tipo de energia primária utilizada, sendo determinada mediante a aplicação das
seguintes percentagens:
a) Solar: 100 %;
b) Eólica: 80 %;
c) Hídrica: 40 %;
d) Co -geração a biomassa: 70 %;
e) Pilhas de combustível com base em hidrogénio proveniente de microprodução
renovável: percentagem prevista nas alíneas anteriores aplicável ao tipo de energia
renovável utilizado para a produção do hidrogénio;
f) Co -geração não renovável: 40 %.
A electricidade vendida nos termos dos números anteriores é limitada a 2,4 MWh/ano no caso
das alíneas a) e b) do número anterior, e a 4 MWh/ano no caso das restantes alíneas deste
mesmo número, por cada kW instalado.
A potência de ligação que, em cada ano civil, pode ser objecto de registo para microprodução,
no âmbito do regime bonificado, não pode ser superior à quota anual de 25 MW.
O regime jurídico aplicável à miniprodução, aprovado pelo Decreto-Lei n.º 34/2011, prevê um
regime remuneratório bonificado baseado numa tarifa de referência predefinida e sujeita à
aplicação de uma percentagem de redução anual também prefixada. O valor da redução anual
da tarifa de referência prevista no n.º 5 do artigo 11.º do Decreto -Lei n.º 363/2007, alterado
pela Lei n.º 67 -A/2007 e pelo Decreto -Lei n.º 118 -A/2010, é fixado em € 130/MWh, para o
primeiro período de oito anos, e em € 20/MWh, para o segundo período de sete anos, com
efeitos a partir de 2013, inclusive, no que respeita à produção de electricidade de fonte solar
com utilização da tecnologia fotovoltaica. Assim, a tarifa de referência aplicável em 2013 à
microprodução a partir de fonte solar com utilização de tecnologia fotovoltaica, nos termos e
para os efeitos previstos nos n.ºs 1 a 3, 6 e 10 do artigo 11.º do Decreto -Lei n.º 363/2007,
alterado pela Lei n.º 67 -A/2007 e pelo Decreto -Lei n.º 118 -A/2010, é de € 196/MWh, para o
primeiro período de oito anos, e de € 165/MWh para o segundo período de sete anos.
A quota anual de potência prevista no n.º 8 do artigo 11.º do Decreto -Lei n.º 363/2007, alterado
pela Lei n.º 67 -A/2007, de 31 de dezembro e pelo Decreto -Lei n.º 118 -A/2010, é fixada em 11
MW, com efeitos a partir de 2013, inclusive. Prevê ainda que este tipo de produção de energia
terá, progressivamente, uma quota de produção de 500MW até 2020.
O Decreto-Lei n.º 25/2013 procede à terceira alteração ao Decreto-Lei n.º 363/2007, que
estabelece o regime jurídico aplicável à produção de electricidade por intermédio de unidades
de microprodução, e à primeira alteração ao Decreto-Lei n.º 34/2011, que estabelece o regime
jurídico aplicável à produção de electricidade por unidades de miniprodução.
O produtor tem acesso a um dos seguintes regimes remuneratórios:
184
a) O regime geral, aplicável a todos os que tenham acedido à actividade de
microprodução e não se enquadrem no regime bonificado, nos termos do presente
decreto-lei;
b) O regime bonificado, aplicável a produtores que preencham cumulativamente os
seguintes requisitos:
a) A potência de ligação da respetiva unidade de microprodução não seja superior a
3,68 kW, ou no caso dos condomínios, a 11,04 kW;
b) A unidade de microprodução utilize uma das fontes de energia previstas no n.º 6 do
artigo 11.º;
c) O local de consumo associado à microprodução disponha de coletores solares
térmicos com um mínimo de 2 m² de área útil de coletor ou de caldeira a biomassa com
produção anual de energia térmica equivalente.
d) Aos produtores que preencham os requisitos previstos nas alíneas a) e b) e cuja
unidade de microprodução seja uma cogeração e esteja a integrada no aquecimento do
edifício;
e) Aos condomínios, mediante uma auditoria energética e desde que a implementação
de medidas de eficiência energética identificadas na auditoria preveja um retorno até
dois anos.
A tarifa é aplicável durante um total de 15 anos contados desde o 1.º dia do mês seguinte ao
do início do fornecimento, subdivididos em dois períodos, o primeiro com a duração de 8 anos
e o segundo com a duração dos subsequentes 7 anos. A tarifa de referência é fixada em €
400/MWh para o primeiro período e em € 240/MWh para o segundo período, nos termos do n.º
3, sendo o valor de ambas as tarifas sucessivamente reduzido anualmente em € 20/MWh.
A tarifa a aplicar varia consoante o tipo de energia primária utilizada, sendo determinada
mediante a aplicação das seguintes percentagens:
a) Solar: 100 %;
b) Eólica: 80 %;
c) Hídrica: 40 %;
d) Cogeração a biomassa: 70 %;
e) Pilhas de combustível com base em hidrogénio proveniente de microprodução
renovável — percentagem prevista nas alíneas anteriores aplicável ao tipo de energia
renovável utilizado para a produção do hidrogénio;
f) Cogeração não renovável: 40 %.
A electricidade vendida nos termos dos números anteriores é limitada a 2,4 MWh/ano, no caso
das alíneas a) e b), e a 4 MWh/ano, no caso das restantes alíneas, por cada kW instalado.
185
Anexo 9. Diagrama de carga diário e diagrama de duração de carga
A curva de consumo diário de electricidade é o diagrama de carga. Um diagrama de carga
apresenta o valor de consumo de energia num determinado instante de tempo. Para fazer a
previsão do diagrama de carga em Portugal para um determinado dia da semana, optou-se por
analisar os vários tipos de consumidores, de acordo com o diagrama de carga típica disponível
nos diagramas de carga históricos.
Cada consumidor tem diferentes características, tendo por isso uma evolução do consumo
própria. A presente tese faz o estudo sectorial dividido em sector doméstico, serviços e
indústria.
A Figura A.7.19 (Dorf, 1997) ilustra os diagramas de carga para cada um destes diferentes
sectores de consumo:
Figura A.7.19- Diagramas de carga para diferentes sectores de consumo
Na presente tese é considerado um grupo suficientemente grande de consumidores para cada
grupo para "filtrar" o perfil de carga individual. A Figura A.7.20 (Dorf, 1997) ilustra o exemplo
desta agregação para o sector dos consumidores domésticos.
Figura A.7.20-Diagramas de carga para diversos conjuntos de consumidores.
186
Para seleccionar o método de previsão do consumo é necessário ter em conta os dados
disponíveis, os recursos computacionais e da eficiência desejada (ou o erro admissível). A
quantidade de informação (um diagrama de carga diária tem infinitos pontos) que será
necessário lidar pode tornar-se um obstáculo. Mesmo com a agregação dos consumidores, não
há uma função que facilmente descreva a curva característica de um dado perfil do diagrama
de carga. Na presente tese pretende-se simplificar o diagrama de carga para lidar com menos
dados, mas manter a representatividade de modo a obter informações credíveis, optando-se
por efectuar a divisão do diagrama de carga em diversas partes e definir uma função por
blocos.
Foi assumido que existem 7 pontos de inflexão que definem segmentos de recta que
aproximam um diagrama de carga real, tal como ilustrado na Figura A.7.21
Figura A.7.21- Diagrama de carga genérico na presente tese
Em que os pontos de inflexão assumidos foram os seguintes:
A. Consumo as 00h00m
B. Super vazio
C. Inflexão no consumo (início do consumo nas famílias seguido pelo início do consumo da
actividade laboral)
D. Potência de pico diária
E. Fim da actividade laboral
F. Aumento do consumo doméstico
G. Consumo as 24h00m
A abordagem utilizada foi a regra do trapézio (simples). Por aplicação deste método reduziram-
se os infinitos pontos do diagrama de carga a apenas 7 pontos.
187
O passo seguinte foi tipificar as curvas de carga sazonais. Na presente tese foi assumido
separar nos seguintes grupos: verão, inverno, férias de verão, férias de inverno, maior dia de
consumo de energia, dia de maior pico de consumo e dia de menor pico de consumo dias.
Além disso, os quatro primeiros grupos (verão, inverno, férias de verão e férias de inverno)
foram divididos em dias de semana e dias de fim-de-semana. Desta forma, estes 13 dias são
usados para representar todos os 365 dias de um ano.
Após a análise dos diagramas de carga históricos, investigaram-se os dados da previsão
demográfica e da evolução económica, para se identificar a sua correlação com o consumo de
electricidade. Há vários factores que influenciam a evolução natural entre anos consecutivos:
demografia, o uso de equipamentos especiais (por exemplo, ar condicionado, bombas de
calor), o preço da electricidade, o preço das energias de substituição, a renda familiar (ou do
orçamento ou seu poder de compra), variação, o PIB, os gastos do Estado, a produtividade,
armazenamento, salários, capital, o equilíbrio fiscal, a balança comercial, o desemprego, a
precipitação, alta ou baixa temperatura, por exemplo. Na presente tese, a previsão de consumo
de electricidade depende da caracterização do tipo de consumidor, da previsão económica e
dos aspectos energéticos do consumo de electricidade (medidas de melhoria de eficiência
energética). Assim, a previsão foi efectuada por regressão econométrica, em que se utilizam os
dados históricos dos consumos de energia e de outros dados correlacionados para determinar
a elasticidade dos consumidores.
Em virtude de existirem vários recursos para a produção de electricidade, torna-se
imprescindível garantir uma determinada fiabilidade ao sistema. Em Portugal, o sistema de
produção tem de fornecer uma garantia que satisfaça a carga com 96% de probabilidade. Para
o planeamento é comum utilizar-se a curva de duração de carga. A Figura A.7.22 ilustra uma
curva de duração de carga para cinco centrais.
188
Figura A.7.22- Curva de Duração de Carga genérica
Na Figura A.7.22 estão representadas cinco centrais, cujo posicionamento obedece a uma
ordem de mérito (ou seja, uma ordem crescente de eficiência). A ordem de mérito é baseada
no custo médio e cada área na figura representa a energia total produzida pela central Ui num
ano. Seja h o número de horas que determinada central funcionou anualmente e P a energia
anual produzida pela central se trabalhasse 8760 h no ano, então pode-se calcular a potência
relativa a h, sendo:
Re
.
8760l
QhQ =
Carga [MW]
Pico máximo
8760 Duração [h] 0
U5
U4
U3
U2
U1
Eficiência (ou ordem de mérito)
189
Anexo 10. SSD user manual
A.10.1. Introduction
The present software simulates an electric system regarding the technical, environmental and
economical aspects. This manual is in English because it is an international language spoken
for a great majority of people.
A.10.2. Equipment
No special equipment is required to run the simulator; however it was not tested in mobile
devices.
A.10.3. What this software helps the user to accomplish
There is a usual predisposition to stakeholders and decision makers/ takers to support an
opinion or suggestion based on international practices rather than on their own country’s
conjuncture. However this can lead countries to solutions not appropriate to the country or to a
strange hybrid of different approaches. The present simulator is a decision support system that
helps the user to gather information in order to accomplish a number of important tasks
regarding to his interest.
A.10.4. How it is organized
The simulator is built based on two tabs for the input data and five tabs for the output data.
The input tabs are divided in production and consumption areas and they have predefined
values that can be changed by the user, partially or totally. The items in those two input tabs are
technical, environmental and economical associated.
The production input tab is represented in Figure 1.
It is divided in economical and technical items, per technology. It is considered 5 technologies:
wind, solar, hydro, coal and natural gas. There is also a possibility to add other technology with
the aim to exercise the impact of a new technology or an existing one with different
characteristics.
For the economical items, there are the variable (the unit fuel cost, de CO2e emissions per unit
produced, the associated CO2 tax and the variable O&M), the constant costs (constant O&M
and constant costs per year), the incentives (the benefits and the penalties, variable per unit
produced and constant per year) and also other constant costs per year as global. There are
also other costs where the user can introduce the system management costs and the ancillary
services costs, for instance.
For the technical items, there is the capability factor for the renewable energy and the installed
capacity for all technologies.
190
Figure 1. Production Input Tab
The consumption input tab is represented in Figure 2.
Figure 2. Consumption Input Tab
It is divided in the share of consumption and the number of consumers for three different
sectors: households, industry and services. For the same different sectors, there is also the
variable term (by energy consumed) and the constant term (per month) of the tariff; and for the
system there is the VAT. There are also the items that influence the consumption: the efficiency
measure to study (divided in the savings percentage, the sector(s) affected and the necessary
investment) and the GDP. The date field is related to the data introduced in both input tabs.
191
Finally, there is the path of the output file that will be filled automatically with the relevant data
package generated by the simulation. If there is a “\” character in the path, one should double it.
For example: if you pretend to save in the path c:\MyData\Output.csv you should write
c:\\MyData\\Output.csv. The items «additional consumption» allows accounting for losses in the
network, the self consumption and other consumption. It can be in percentage or in units of
energy or both. The other consumption may serve, for example, to reserve power for export to
an abnormal condition (such as a sporting or cultural event that has significant impact on the
electric field) for a counterpart (e.g. ensure minimum of water in reservoirs for agriculture or
tourism, requiring extra boost) or other situation (as an item energy intensive during that year).
The output tabs are divided in total years overview and the production and consumption, by
year and by day.
The «AllYearsResults» overview tab is represented in Figure 3. and in Figure 4.
Figure 3. All Years Output Tab at the beginning of simulation
192
Figure 4. All Years Output Tab at the end of the simulation
To start the simulation, one should click the Run Simulator bottom to simulate the year by year
study. The forecast and the Graphic zoom bottoms are inactive in the simulation for the first
year.
At the end of simulation, the «AllYearsResults» tab shows two graphics for the 15 year period
simulated. The first graphic shows the energy consumption and the energy mix for the period in
study. The second graphic shows a zoom of a technology selected.
This tab gives a general overview of the period in analysis. For a micro analysis there are the
following four tabs. The technology ones are more dedicated to the production sector and the
consumer ones to the consumption sector.
The day results by technology are represented in Figure 5. and Figure 6.
193
Figure 5. Technology Output (by day) Tab: example 1
Figure 6. Technology Output (by day) Tab: example 2
It is divided in economical items (variable costs, constant costs and total costs) and
technological items (consumption, production mix, energy deficit and load diagram). The data is
for a day in a year. The days are divided in the following typical days: Summer Week, Summer
Weekend, Summer Week Holidays, Summer Weekend Holidays, Winter Week, Winter
Weekend, Winter Week Holidays, Winter Weekend Holidays and Higher Energy Consumption.
The data and the graphics change automatically when the user chooses the type of day to
simulate.
194
Figure 7. represents the similar data for a selected year. Instead of a load diagram, there is a
load duration diagram.
Figure 7. Technology Output (by year) Tab
The consumer tab for a day is represented in Figure 8.
Figure 8. Consumer data (by day) Tab
For the three different sectors in study (households, industry and services) it is shown the total
and unit cost, price and deficit. Also, there is the cost per GWh, per capita and per GDP, as well
as the price sensitivity to the price of coal and to the price of natural gas. The Consumer data
(by year) Tab has similar data for a selected year and is represented in Figure 9.
195
Figure 9. Consumer data (by year) Tab
When the user wants to start the simulation for the next year there are two options: use the
forecast button to allow the simulator to generate data for the next year and them correct or
accepted the produced data or simple update the data in the input tabs. So, the present model
allows the user to interact step by step in every simulation (i.e., every year). That way, the user
can also play wildcards (in a positive or negative way), introduce structural changes, experiment
emerging of a new technology paradigm and implement consumption behaviours change .After
that the user should hit the run simulator button to produce the results for the next year.
A.10.5. Programming reflections
In the present thesis it’s used C++ instead of C for several reasons. First, the aim is to focus
more on the data and behaviour and not on the functional aspect. Second, it’s better for working
with memory storage, since in C there's only one major memory allocation function (malloc) and
in C++ there is a much larger library and the instructions new[ ] and delete[ ]. Third, C does not
provide a native Boolean type: it can be simulated (for example using: typedef enum
(Branquinho, 2014) bool;). Fourth, in C the main function doesn't provide return 0 automatically.
It’s used class instead of struct to define the objects (agents, energy, prices, etc.). In
programming, the only difference between a structure and a class is that structure members
have public access by default and class members have private access by default. However, in
reality a class is an expanded concept of a data structure: instead of holding only data, it can
hold both data and functions. The data represents the intrinsic characteristics of the object and
the function represents the self conduct and the interaction with other objects (how they
influence and how they are influenced).
196
To storage the information on the most recent to the oldest one, the lists are implemented using
the FILO (First In Last Out) criteria. Despite the fact that the Simulator handles a significant
amount of information, the amount of information storage in each individual list is relatively
small. Thereby, it’s not used any sort criteria (except the date). Otherwise, the running time on
sorting will be higher than on searching.
For a better memory allocation it’s used pointers to define dynamic arrays instead of static ones.
Otherwise, the memory wasted in the Simulator (using a lot of information) will turn the
Simulator time inefficient.
197
Anexo 11. Quadros de resultados
Quadro A.7.10- Procura total de electricidade à rede
Ano
Procura à rede (TWh) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Cen
ário
BAU 46,63 47,21 47,77 48,33 48,89 49,46 50,03 50,60 51,18 51,76 52,34 Sem ApoioEE 46,63 46,88 46,78 47,00 47,18 47,32 47,45 47,58 47,70 47,82 47,92 ApoioEE Mínimo 46,63 46,79 46,62 46,75 46,82 46,87 46,91 46,95 46,99 47,02 47,05 ApoioEE Moderado 46,63 46,69 46,46 46,49 46,46 46,44 46,41 46,37 46,34 46,31 46,28 ApoioEE Máximo 46,63 46,56 46,24 46,15 46,00 45,88 45,76 45,65 45,54 45,44 45,35 Preço falso Sem ApoioEE 46,63 46,95 47,46 47,46 47,71 48,00 48,27 48,54 48,80 49,06 49,30 Solar Sem ApoioEE 46,63 46,53 46,19 46,03 45,77 45,45 45,10 44,71 44,29 43,83 43,33 Solar ApoioEE moderado 46,63 46,34 45,87 45,52 45,06 44,59 44,08 43,54 42,97 42,38 41,76
Quadro A.7.11- Consumo total de electricidade
Ano
Consumo (TWh) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Cen
ário
BAU 46,63 47,21 47,77 48,33 48,89 49,46 50,03 50,60 51,18 51,76 52,34 Sem ApoioEE 46,63 46,88 46,78 47,00 47,18 47,32 47,45 47,58 47,70 47,82 47,92 ApoioEE Mínimo 46,63 46,79 46,62 46,75 46,82 46,87 46,91 46,95 46,99 47,02 47,05 ApoioEE Moderado 46,63 46,69 46,46 46,49 46,46 46,44 46,41 46,37 46,34 46,31 46,28 ApoioEE Máximo 46,63 46,56 46,24 46,15 46,00 45,88 45,76 45,65 45,54 45,44 45,35 Preço falso Sem ApoioEE 46,63 46,95 47,46 47,46 47,71 48,00 48,27 48,54 48,80 49,06 49,30 Solar Sem ApoioEE 46,63 46,85 46,87 47,09 47,25 47,39 47,52 47,65 47,77 47,89 48,01 Solar ApoioEE moderado 46,63 46,66 46,55 46,57 46,53 46,50 46,47 46,44 46,42 46,40 46,39
198
Quadro A.7.12- Procura de electricidade à rede por sector de consumo
Procura à rede (TWh) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 C
enár
io
BAU
Famílias 13,06 13,22 13,38 13,53 13,69 13,85 14,01 14,17 14,33 14,49 14,65 Indústria 16,32 16,52 16,72 16,92 17,11 17,31 17,51 17,71 17,91 18,11 18,32 Serviços 17,25 17,47 17,67 17,88 18,09 18,30 18,51 18,72 18,94 19,15 19,36
Sem ApoioEE
Famílias 13,06 13,13 13,10 13,16 13,21 13,25 13,29 13,28 13,31 13,32 13,35 Indústria 16,32 16,41 16,37 16,45 16,51 16,56 16,61 16,65 16,70 16,74 16,77 Serviços 17,25 17,35 17,78 17,86 17,93 17,98 18,03 18,08 18,13 18,17 18,21
ApoioEE Mínimo
Famílias 13,06 13,10 12,82 12,62 12,64 12,65 12,67 12,68 12,69 12,70 12,70 Indústria 16,32 16,38 16,32 16,36 16,39 16,40 16,42 16,43 16,45 16,46 16,47 Serviços 17,25 17,31 17,72 17,76 17,79 17,81 17,83 17,84 17,86 17,87 17,88
ApoioEE Moderado
Famílias 13,06 13,07 12,78 12,55 12,54 12,54 12,53 12,52 12,51 12,50 12,50 Indústria 16,32 16,34 16,26 15,81 15,80 15,79 15,78 15,77 15,76 15,75 15,74 Serviços 17,25 17,28 17,65 18,13 18,12 18,11 18,10 18,09 18,07 18,06 18,05
ApoioEE Máximo
Famílias 13,06 13,04 12,72 12,46 12,42 12,39 12,35 12,32 12,30 12,27 12,25 Indústria 16,32 16,30 15,72 15,69 15,64 15,60 15,56 15,52 15,48 15,45 15,42 Serviços 17,25 17,23 17,57 18,00 17,94 17,89 17,85 17,80 17,76 17,72 17,69
Preço falso Sem
ApoioEE
Famílias 13,06 13,13 13,05 13,05 13,01 13,09 13,02 12,99 12,96 12,88 12,95 Indústria 16,32 16,43 16,61 16,61 16,70 16,80 16,90 16,99 17,08 17,17 17,26 Serviços 17,25 17,37 18,04 18,04 18,13 18,24 18,34 18,45 18,54 18,64 18,74
Solar Sem ApoioEE
Famílias 13,06 12,96 12,97 12,92 12,85 12,76 12,66 12,55 12,43 12,30 12,16 Indústria 16,32 16,25 16,14 16,07 15,99 15,87 15,75 15,62 15,47 15,31 15,13 Serviços 17,25 17,32 17,50 17,44 17,35 17,23 17,09 16,95 16,79 16,61 16,43
Solar ApoioEE
moderado
Famílias 13,06 12,96 12,77 12,73 12,66 12,57 12,47 12,36 12,24 12,11 11,98 Indústria 16,32 16,15 15,84 15,56 15,41 15,24 15,07 14,89 14,70 14,49 14,28 Serviços 17,25 17,32 17,44 17,61 17,42 17,24 17,04 16,83 16,61 16,38 16,14
199
Quadro A.7.13- Consumo de electricidade por sector de consumo
Consumo (TWh) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 C
enár
io
BAU
Famílias 13,06 13,22 13,38 13,53 13,69 13,85 14,01 14,17 14,33 14,49 14,65 Indústria 16,32 16,52 16,72 16,92 17,11 17,31 17,51 17,71 17,91 18,11 18,32 Serviços 17,25 17,47 17,67 17,88 18,09 18,30 18,51 18,72 18,94 19,15 19,36
Sem ApoioEE
Famílias 13,06 13,13 13,10 13,16 13,21 13,25 13,29 13,28 13,31 13,32 13,35 Indústria 16,32 16,41 16,37 16,45 16,51 16,56 16,61 16,65 16,70 16,74 16,77 Serviços 17,25 17,35 17,78 17,86 17,93 17,98 18,03 18,08 18,13 18,17 18,21
ApoioEE Mínimo
Famílias 13,06 13,10 12,82 12,62 12,64 12,65 12,67 12,68 12,69 12,70 12,70 Indústria 16,32 16,38 16,32 16,36 16,39 16,40 16,42 16,43 16,45 16,46 16,47 Serviços 17,25 17,31 17,72 17,76 17,79 17,81 17,83 17,84 17,86 17,87 17,88
ApoioEE Moderado
Famílias 13,06 13,07 12,78 12,55 12,54 12,54 12,53 12,52 12,51 12,50 12,50 Indústria 16,32 16,34 16,26 15,81 15,80 15,79 15,78 15,77 15,76 15,75 15,74 Serviços 17,25 17,28 17,65 18,13 18,12 18,11 18,10 18,09 18,07 18,06 18,05
ApoioEE Máximo
Famílias 13,06 13,04 12,72 12,46 12,42 12,39 12,35 12,32 12,30 12,27 12,25 Indústria 16,32 16,30 15,72 15,69 15,64 15,60 15,56 15,52 15,48 15,45 15,42 Serviços 17,25 17,23 17,57 18,00 17,94 17,89 17,85 17,80 17,76 17,72 17,69
Preço falso Sem
ApoioEE
Famílias 13,06 13,13 13,05 13,05 13,01 13,09 13,02 12,99 12,96 12,88 12,95 Indústria 16,32 16,43 16,61 16,61 16,70 16,80 16,90 16,99 17,08 17,17 17,26 Serviços 17,25 17,37 18,04 18,04 18,13 18,24 18,34 18,45 18,54 18,64 18,74
Solar Sem ApoioEE
Famílias 13,06 12,96 12,97 12,92 12,85 12,76 12,66 12,55 12,43 12,30 12,16 Indústria 16,32 16,25 16,14 16,07 15,99 15,87 15,75 15,62 15,47 15,31 15,13 Serviços 17,25 17,32 17,50 17,44 17,35 17,23 17,09 16,95 16,79 16,61 16,43
Solar ApoioEE
moderado
Famílias 13,06 12,96 12,77 12,73 12,66 12,57 12,47 12,36 12,24 12,11 11,98 Indústria 16,32 16,15 15,84 15,56 15,41 15,24 15,07 14,89 14,70 14,49 14,28 Serviços 17,25 17,32 17,44 17,61 17,42 17,24 17,04 16,83 16,61 16,38 16,14
200
Quadro A.7.14- Intensidade energética em electricidade
Ano
Intensidade energética eléctrica (MWh/M€) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Cen
ário
BAU 279,0 281,0 282,9 284,8 286,7 288,6 290,4 292,3 294,1 296,0 297,8 Sem ApoioEE 279,0 279,0 277,0 277,0 276,6 276,1 275,5 274,8 274,2 273,5 272,7 ApoioEE Mínimo 279,0 278,5 276,1 275,5 274,5 273,4 272,3 271,2 270,1 268,9 267,7 ApoioEE Moderado 279,0 277,9 275,1 274,0 272,4 270,9 269,4 267,9 266,4 264,9 263,4 ApoioEE Máximo 279,0 277,1 273,8 272,0 269,7 267,7 265,6 263,7 261,7 259,9 258,1 Preço falso Sem ApoioEE 279,0 279,4 281,1 279,7 279,7 280,0 280,2 280,4 280,5 280,5 280,6 Solar Sem ApoioEE 279,0 276,9 273,5 271,2 268,4 265,2 261,8 258,3 254,5 250,6 246,6 Solar ApoioEE moderado 279,0 275,8 271,7 268,2 264,2 260,1 255,9 251,5 247,0 242,4 237,6
Quadro A.7.15- Intensidade energética em electricidade corrigida
Ano
Intensidade energética eléctrica corrigida
(MWh/M€) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Cen
ário
BAU 279,0 281,0 282,9 284,8 286,7 288,6 290,4 292,3 294,1 296,0 297,8 Sem ApoioEE 279,0 279,0 277,0 277,0 276,6 276,1 275,5 274,8 274,2 273,5 272,7 ApoioEE Mínimo 279,0 278,5 276,1 275,5 274,5 273,4 272,3 271,2 270,1 268,9 267,7 ApoioEE Moderado 279,0 277,9 275,1 274,0 272,4 270,9 269,4 267,9 266,4 264,9 263,4 ApoioEE Máximo 279,0 277,1 273,8 272,0 269,7 267,7 265,6 263,7 261,7 259,9 258,1 Preço falso Sem ApoioEE 279,0 279,4 281,1 279,7 279,7 280,0 280,2 280,4 280,5 280,5 280,6 Solar Sem ApoioEE 279,0 278,9 277,6 277,5 277,1 276,5 275,9 275,2 274,6 273,9 273,2 Solar ApoioEE moderado 279,0 277,7 275,6 274,4 272,8 271,3 269,8 268,3 266,8 265,4 264,0
201
Quadro A.7.16- Eficiência energética implementadas por sector de consumo
Ano
Eficiência energética implementadas (%) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Cen
ário
s
BAU
Famílias 1,4 1,4 1,4 1,5 1,5 1,5 1,5 1,6 1,6 1,6
Indústria 0,9 0,9 0,9 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,1
Total 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8
Sem ApoioEE
Famílias 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8
Indústria 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3
Total 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
ApoioEE Mínimo
Famílias 2,1 2,1 2,1 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0
Indústria 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4
Total 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
ApoioEE Moderado
Famílias 2,3 2,3 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,1 2,1 2,1
Indústria 2,1 2,0 2,0 1,9 1,9 1,8 1,8 1,7 1,7 1,7
Total 1,4 1,3 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2
ApoioEE Máximo
Famílias 1,4 1,5 1,5 1,5 1,5 1,6 1,6 1,6 1,7 1,7
Indústria 0,7 0,7 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8
Total 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7
Preço falso Sem
ApoioEE
Famílias 1,3 1,3 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4
Indústria 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 1,0 1,0 1,0 1,0
Total 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7
Solar Sem ApoioEE
Famílias 2,5 2,5 2,4 2,4 2,4 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3
Indústria 1,5 1,5 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,3 1,3
Total 1,1 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
202
Quadro A.7.17- Apoio do Estado aos investimentos por sector de consumo
Ano
Apoio do Estado (k€) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Cen
ário
s
ApoioEE Mínimo
Famílias 149 153 156 159 162 165 168 172 175 178
Indústria 163 167 170 173 177 180 184 187 191 195
Total 312 319 325 332 339 345 352 359 366 373
ApoioEE Moderado
Famílias 335 343 349 355 361 368 374 381 388 396
Indústria 307 314 319 325 331 337 343 350 356 363
Total 642 657 668 680 692 705 718 731 744 758
ApoioEE Máximo
Famílias 447 455 462 469 477 485 492 501 509 518
Indústria 615 626 635 645 656 666 677 689 700 712
Total 1061 1082 1097 1115 1132 1151 1169 1189 1209 1230
Preço falso Sem
ApoioEE
Famílias 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Indústria 1566 1601 1637 1674 1712 1750 1788 1828 1867 1908
Total 4278 4397 4517 4640 4767 4897 5031 5167 5308 5452
Solar ApoioEE
moderado
Famílias 3 3 3 4 4 4 4 4 5 5
Indústria 4 4 4 5 5 5 5 6 6 6
Total 7 7 8 8 9 9 10 10 11 11
203
Quadro A.7.18- Preço médio verificado por sector de consumo
Ano
Preço médio (€/MWh) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
BAU
Famílias 217,50 221,90 226,26 230,71 235,25 239,88 244,61 249,43 254,35 259,37 Indústria 142,70 145,77 148,68 151,65 154,67 157,76 160,91 164,12 167,40 170,74 Serviços 180,10 183,37 187,03 190,76 194,56 198,44 202,40 206,44 210,56 214,76 Total 176,70 181,00 184,59 188,25 191,99 195,80 199,70 203,66 207,71 211,84
Sem ApoioEE
Famílias 217,50 219,37 221,67 223,11 224,55 225,99 227,38 228,74 230,06 231,33 Indústria 142,70 144,49 146,11 147,66 149,20 150,74 152,28 153,80 155,31 156,81 Serviços 180,10 183,38 187,01 190,78 194,64 198,58 202,60 206,71 210,90 215,18 Total 176,70 179,82 182,40 184,76 187,16 189,58 192,02 194,48 196,95 199,44
ApoioEE Mínimo
Famílias 217,50 218,81 220,50 221,39 222,30 223,23 224,14 225,02 225,87 226,70 Indústria 142,70 144,04 145,21 146,32 147,44 148,56 149,68 150,80 151,92 153,03 Serviços 180,10 183,38 187,02 190,81 194,68 198,64 202,68 206,80 211,01 215,30 Total 176,70 179,52 181,78 183,85 185,96 188,10 190,27 192,47 194,68 196,93
ApoioEE Moderado
Famílias 217,50 218,10 219,04 219,81 220,12 220,44 220,78 221,13 221,49 221,84 Indústria 142,70 143,64 144,42 145,21 145,99 146,79 147,60 148,43 149,27 150,12 Serviços 180,10 183,38 187,03 190,72 194,61 198,57 202,62 206,75 210,97 215,28 Total 176,70 179,18 181,12 183,06 184,91 186,80 188,74 190,72 192,73 194,78
ApoioEE Máximo
Famílias 217,50 217,67 218,24 218,71 218,76 218,84 218,98 219,14 219,33 219,53 Indústria 142,70 142,78 142,78 142,87 143,01 143,23 143,52 143,87 144,27 144,72 Serviços 180,10 183,38 187,05 190,75 194,66 198,65 202,72 206,87 211,10 215,42 Total 176,70 178,82 180,39 182,02 183,59 185,23 186,93 188,70 190,52 192,40
Preço falso Sem ApoioEE
Famílias 227,54 219,85 222,15 224,40 226,39 228,30 230,20 232,06 233,89 235,69 Indústria 89,69 91,21 92,39 93,58 94,75 95,92 97,09 98,26 99,43 100,60 Serviços 112,82 115,53 117,76 120,16 122,58 125,05 127,57 130,14 132,76 135,44 Total 136,85 136,11 137,73 139,67 141,54 143,40 145,28 147,17 149,07 150,98
Solar Sem ApoioEE
Famílias 217,50 218,19 219,05 219,05 218,96 218,74 218,37 217,85 217,18 216,35 Industria 142,70 143,53 144,06 144,42 144,67 144,80 144,81 144,70 144,46 144,09 Serviços 180,10 182,15 184,37 186,56 188,66 190,64 192,49 194,21 195,79 197,22 Total 176,70 178,70 179,97 180,93 181,78 182,52 183,12 183,59 183,93 184,11
Solar ApoioEE
moderado
Famílias 217,50 216,93 216,47 215,85 214,69 213,44 212,11 210,71 209,21 207,61 Industria 142,70 142,68 142,40 142,03 141,56 141,01 140,37 139,63 138,81 137,88 Serviços 180,10 182,15 184,38 186,47 188,57 190,53 192,37 194,06 195,59 196,96 Total 176,70 178,06 178,70 179,25 179,59 179,82 179,95 179,97 179,87 179,64
204
Quadro A.7.19- Custo da tarifa por sector de consumo
Ano
Tarifa (M€) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
BAU
Famílias 2,88 2,97 3,06 3,16 3,26 3,36 3,47 3,57 3,69 3,80 Indústria 2,36 2,44 2,51 2,60 2,68 2,76 2,85 2,94 3,03 3,13 Serviços 3,15 3,24 3,34 3,45 3,56 3,67 3,79 3,91 4,03 4,16 Total 8,38 8,65 8,92 9,20 9,50 9,80 10,11 10,42 10,75 11,09
Sem ApoioEE
Famílias 2,85 2,87 2,92 2,95 2,98 3,00 3,02 3,04 3,06 3,09 Indústria 2,34 2,37 2,40 2,44 2,47 2,50 2,54 2,57 2,60 2,63 Serviços 3,12 3,26 3,34 3,42 3,50 3,58 3,66 3,75 3,83 3,92 Total 8,32 8,50 8,66 8,81 8,95 9,09 9,22 9,36 9,49 9,64
ApoioEE Mínimo
Famílias 2,85 2,81 2,78 2,80 2,81 2,83 2,84 2,85 2,87 2,88 Indústria 2,34 2,35 2,38 2,40 2,42 2,44 2,46 2,48 2,50 2,52 Serviços 3,12 3,25 3,32 3,40 3,47 3,54 3,62 3,69 3,77 3,85 Total 8,30 8,40 8,48 8,59 8,70 8,81 8,92 9,03 9,14 9,25
ApoioEE Moderado
Famílias 2,84 2,79 2,75 2,76 2,76 2,76 2,76 2,77 2,77 2,77 Indústria 2,33 2,34 2,28 2,29 2,30 2,32 2,33 2,34 2,35 2,36 Serviços 3,11 3,24 3,39 3,46 3,52 3,59 3,66 3,74 3,81 3,89 Total 8,29 8,36 8,42 8,51 8,59 8,67 8,76 8,84 8,93 9,02
ApoioEE Máximo
Famílias 2,84 2,77 2,72 2,72 2,71 2,70 2,70 2,69 2,69 2,69 Indústria 2,33 2,24 2,24 2,23 2,23 2,23 2,23 2,23 2,23 2,23 Serviços 3,10 3,22 3,37 3,42 3,48 3,55 3,61 3,67 3,74 3,81 Total 8,26 8,24 8,33 8,37 8,42 8,48 8,53 8,60 8,66 8,73
Preço falso Sem
ApoioEE
Famílias 2,99 2,87 2,90 2,92 2,96 2,97 2,99 3,01 3,01 3,05 Indústria 1,47 1,52 1,53 1,56 1,59 1,62 1,65 1,68 1,71 1,74 Serviços 1,96 2,08 2,12 2,18 2,24 2,29 2,35 2,41 2,47 2,54 Total 6,42 6,47 6,56 6,66 6,79 6,89 6,99 7,10 7,19 7,33
Solar Sem ApoioEE
Famílias 2,82 2,83 2,83 2,81 2,79 2,77 2,74 2,71 2,67 2,63 Industria 2,32 2,32 2,32 2,31 2,30 2,28 2,26 2,24 2,21 2,18 Serviços 3,12 3,19 3,22 3,24 3,25 3,26 3,26 3,26 3,25 3,24 Total 8,26 8,33 8,36 8,36 8,34 8,31 8,26 8,21 8,14 8,05
Solar ApoioEE
moderado
Famílias 2,82 2,77 2,75 2,73 2,70 2,66 2,62 2,58 2,53 2,49 Industria 2,30 2,26 2,22 2,19 2,16 2,13 2,09 2,05 2,01 1,97 Serviços 3,12 3,18 3,25 3,25 3,25 3,25 3,24 3,22 3,20 3,18 Total 8,24 8,21 8,22 8,17 8,11 8,03 7,95 7,86 7,75 7,63
205
Quadro A.7.20- Custo total ao consumidor por sector de consumo
Ano
Custo total (M€) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
BAU
Famílias 2,88 2,97 3,06 3,16 3,26 3,36 3,47 3,57 3,69 3,80 Indústria 2,36 2,44 2,51 2,60 2,68 2,76 2,85 2,94 3,03 3,13 Serviços 3,15 3,24 3,34 3,45 3,56 3,67 3,79 3,91 4,03 4,16 Total 8,38 8,65 8,92 9,20 9,50 9,80 10,11 10,42 10,75 11,09
Sem ApoioEE
Famílias 2,99 3,01 3,06 3,09 3,12 3,15 3,17 3,20 3,22 3,25 Indústria 2,43 2,46 2,50 2,54 2,57 2,61 2,64 2,68 2,71 2,74 Serviços 3,12 3,26 3,34 3,42 3,50 3,58 3,66 3,75 3,83 3,92 Total 8,55 8,73 8,90 9,05 9,19 9,34 9,48 9,62 9,76 9,91
ApoioEE Mínimo
Famílias 2,98 2,94 2,92 2,94 2,96 2,98 2,99 3,01 3,03 3,04 Indústria 2,43 2,44 2,47 2,50 2,52 2,54 2,56 2,59 2,61 2,63 Serviços 3,12 3,25 3,32 3,40 3,47 3,54 3,62 3,69 3,77 3,85 Total 8,53 8,64 8,72 8,83 8,94 9,06 9,17 9,29 9,40 9,52
ApoioEE Moderado
Famílias 2,98 2,92 2,89 2,90 2,90 2,91 2,91 2,92 2,92 2,93 Indústria 2,42 2,43 2,38 2,39 2,40 2,42 2,43 2,44 2,46 2,47 Serviços 3,11 3,24 3,39 3,46 3,52 3,59 3,66 3,74 3,81 3,89 Total 8,51 8,59 8,66 8,75 8,83 8,92 9,01 9,10 9,19 9,29
ApoioEE Máximo
Famílias 2,97 2,90 2,86 2,86 2,85 2,85 2,85 2,84 2,84 2,84 Indústria 2,42 2,34 2,34 2,33 2,33 2,33 2,33 2,33 2,33 2,34 Serviços 3,10 3,22 3,37 3,42 3,48 3,55 3,61 3,67 3,74 3,81 Total 8,49 8,47 8,56 8,61 8,67 8,72 8,78 8,85 8,92 8,99
Preço falso Sem
ApoioEE
Famílias 3,12 3,01 3,04 3,06 3,11 3,12 3,14 3,17 3,17 3,22 Indústria 1,55 1,59 1,61 1,64 1,67 1,70 1,73 1,76 1,79 1,82 Serviços 1,96 2,08 2,12 2,18 2,24 2,29 2,35 2,41 2,47 2,54 Total 6,62 6,68 6,77 6,88 7,02 7,12 7,23 7,34 7,44 7,58
Solar Sem ApoioEE
Famílias 3,02 3,04 3,05 3,03 3,02 3,00 2,98 2,95 2,92 2,88 Industria 2,45 2,45 2,45 2,45 2,44 2,42 2,41 2,39 2,36 2,33 Serviços 3,20 3,27 3,30 3,32 3,34 3,35 3,35 3,35 3,35 3,33 Total 8,68 8,76 8,80 8,81 8,80 8,77 8,74 8,69 8,62 8,55
Solar ApoioEE
moderado
Famílias 3,04 2,99 2,98 2,96 2,93 2,89 2,86 2,82 2,78 2,73 Industria 2,48 2,44 2,39 2,37 2,34 2,31 2,27 2,24 2,20 2,16 Serviços 3,20 3,26 3,33 3,34 3,34 3,34 3,33 3,31 3,29 3,27 Total 8,72 8,69 8,71 8,66 8,61 8,54 8,46 8,37 8,27 8,16
206
Quadro A.7.21- Custo de combustível na produção de electricidade
Custo de combustível (M€) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Cen
ário
s
BAU
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,03 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Carvão 0,34 0,35 0,35 0,36 0,37 0,38 0,38 0,39 0,40 0,41 Gás Natural 2,08 2,13 2,17 2,21 2,26 2,30 2,34 2,39 2,43 2,48 Total 2,45 2,50 2,55 2,60 2,65 2,70 2,75 2,80 2,86 2,91
Sem ApoioEE
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,03 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Carvão 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,35 0,35 0,35 0,35 Gás Natural 2,06 2,05 2,07 2,08 2,09 2,10 2,11 2,12 2,13 2,14 Total 2,42 2,41 2,43 2,44 2,46 2,47 2,48 2,49 2,50 2,51
ApoioEE Mínimo
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,03 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Carvão 0,34 0,33 0,33 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 0,34 Gás Natural 2,05 2,04 2,05 2,05 2,06 2,06 2,06 2,07 2,07 2,07 Total 2,42 2,39 2,41 2,41 2,42 2,42 2,42 2,43 2,43 2,43
ApoioEE Moderado
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,03 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Carvão 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33 Gás Natural 2,04 2,02 2,03 2,02 2,02 2,02 2,02 2,02 2,01 2,01 Total 2,41 2,38 2,38 2,38 2,38 2,37 2,37 2,37 2,37 2,36
ApoioEE Máximo
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,03 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Carvão 0,33 0,33 0,33 0,33 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 Gás Natural 2,03 2,01 2,00 1,99 1,98 1,97 1,96 1,95 1,95 1,94 Total 2,40 2,36 2,35 2,34 2,33 2,32 2,31 2,30 2,29 2,28
PreçoFalso Sem
ApoioEE
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,03 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Carvão 0,34 0,34 0,34 0,35 0,35 0,35 0,36 0,36 0,36 0,37 Gás Natural 2,06 2,10 2,10 2,12 2,14 2,16 2,18 2,20 2,22 2,24 Total 2,43 2,47 2,47 2,49 2,52 2,54 2,57 2,59 2,61 2,64
Solar Sem ApoioEE
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,03 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Carvão 0,33 0,33 0,33 0,32 0,32 0,31 0,31 0,30 0,30 0,29 Gás Natural 2,03 2,00 1,99 1,97 1,95 1,92 1,89 1,86 1,82 1,78 Total 2,39 2,36 2,34 2,32 2,29 2,26 2,22 2,18 2,14 2,10
Solar ApoioEE
moderado
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,03 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Carvão 0,33 0,32 0,32 0,31 0,31 0,30 0,29 0,29 0,28 0,27 Gás Natural 2,02 1,98 1,95 1,92 1,88 1,84 1,80 1,75 1,71 1,66 Total 2,38 2,33 2,30 2,25 2,21 2,17 2,12 2,07 2,01 1,96
207
Quadro A.7.22- Custo de O&M variável na produção de electricidade
Custo O&M variável (k€) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Cen
ário
s
BAU
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Carvão 31,82 32,48 33,14 33,81 34,47 35,15 35,82 36,50 37,18 37,87 Gás Natural 51,41 52,48 53,55 54,62 55,70 56,79 57,88 58,98 60,08 61,19 Total 83,23 84,95 86,69 88,43 90,18 91,93 93,70 95,48 97,26 99,05
Sem ApoioEE
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Carvão 31,43 31,31 31,58 31,78 31,95 32,11 32,26 32,40 32,53 32,66 Gás Natural 50,78 50,59 51,02 51,36 51,62 51,88 52,12 52,35 52,57 52,77 Total 82,21 81,90 82,59 83,14 83,57 83,98 84,37 84,75 85,10 85,43
ApoioEE Mínimo
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Carvão 31,32 31,12 31,27 31,36 31,42 31,47 31,51 31,56 31,60 31,63 Gás Natural 50,61 50,29 50,53 50,68 50,76 50,84 50,92 50,99 51,05 51,11 Total 81,93 81,41 81,80 82,04 82,18 82,31 82,44 82,55 82,65 82,74
ApoioEE Moderado
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Carvão 31,21 30,93 30,97 30,93 30,91 30,87 30,83 30,80 30,76 30,72 Gás Natural 50,42 49,98 50,04 49,98 49,94 49,88 49,82 49,76 49,70 49,65 Total 81,63 80,92 81,01 80,91 80,85 80,75 80,65 80,55 80,46 80,37
ApoioEE Máximo
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Carvão 31,05 30,67 30,57 30,39 30,25 30,11 29,97 29,85 29,73 29,63 Gás Natural 50,18 49,56 49,39 49,11 48,88 48,64 48,43 48,23 48,05 47,87 Total 81,23 80,24 79,96 79,50 79,13 78,75 78,40 78,08 77,78 77,50
PreçoFalso Sem
ApoioEE
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Carvão 31,51 32,12 32,11 32,41 32,75 33,07 33,39 33,70 34,00 34,29 Gás Natural 50,91 51,90 51,89 52,36 52,91 53,44 53,95 54,45 54,93 55,41 Total 82,42 84,01 84,00 84,77 85,66 86,51 87,34 88,14 88,93 89,69
Solar Sem ApoioEE
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Carvão 31,02 30,61 30,42 30,12 29,74 29,33 28,87 28,37 27,83 27,24 Gás Natural 50,12 49,47 49,15 48,67 48,06 47,39 46,65 45,84 44,96 44,02 Total 81,14 80,08 79,57 78,79 77,81 76,72 75,52 74,21 72,79 71,26
Solar ApoioEE
moderado
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Carvão 30,80 30,24 29,82 29,28 28,72 28,12 27,48 26,82 26,12 25,38 Gás Natural 49,76 48,87 48,19 47,31 46,41 45,44 44,41 43,33 42,20 41,01 Total 80,56 79,11 78,01 76,59 75,14 73,56 71,89 70,15 68,31 66,40
208
Quadro A.7.23- Pressão ambiental na produção de electricidade
Pressão ambiental (Mt CO2eq) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Cen
ário
s
BAU
Eólica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Solar 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Hídrica 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 Carvão 10,2 10,4 10,7 10,9 11,1 11,3 11,5 11,7 12,0 12,2 Gás Natural 3,9 4,0 4,1 4,2 4,2 4,3 4,4 4,5 4,6 4,7 Total 27,3 27,6 27,8 28,1 28,4 28,7 29,0 29,3 29,6 29,9
Sem ApoioEE
Eólica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Solar 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Hídrica 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 Carvão 10,1 10,1 10,2 10,2 10,3 10,3 10,4 10,4 10,5 10,5 Gás Natural 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 4,0 4,0 4,0 4,0 Total 27,1 27,0 27,2 27,2 27,3 27,4 27,5 27,5 27,6 27,6
ApoioEE Mínimo
Eólica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Solar 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Hídrica 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 Carvão 10,1 10,0 10,1 10,1 10,1 10,1 10,1 10,1 10,2 10,2 Gás Natural 3,9 3,8 3,8 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 Total 27,0 26,9 27,0 27,1 27,1 27,1 27,1 27,1 27,2 27,2
ApoioEE Moderado
Eólica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Solar 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Hídrica 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 Carvão 10,0 9,9 10,0 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 Gás Natural 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 Total 27,0 26,9 26,9 26,9 26,9 26,8 26,8 26,8 26,8 26,8
ApoioEE Máximo
Eólica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Solar 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Hídrica 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 Carvão 10,0 9,9 9,8 9,8 9,7 9,7 9,6 9,6 9,6 9,5 Gás Natural 3,8 3,8 3,8 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 3,6 Total 26,9 26,8 26,7 26,6 26,6 26,5 26,4 26,4 26,3 26,3
PreçoFalso Sem
ApoioEE
Eólica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Solar 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Hídrica 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 Carvão 10,1 10,3 10,3 10,4 10,5 10,6 10,7 10,8 10,9 11,0 Gás Natural 3,9 3,9 3,9 4,0 4,0 4,1 4,1 4,1 4,2 4,2 Total 27,1 27,4 27,4 27,5 27,7 27,8 28,0 28,1 28,2 28,4
Solar Sem ApoioEE
Eólica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Solar 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Hídrica 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 Carvão 10,0 9,8 9,8 9,7 9,6 9,4 9,3 9,1 8,9 8,8 Gás Natural 3,8 3,8 3,7 3,7 3,7 3,6 3,5 3,5 3,4 3,3 Total 26,9 26,7 26,6 26,5 26,3 26,2 25,9 25,7 25,5 25,2
Solar ApoioEE
moderado
Eólica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Solar 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Hídrica 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 13,1 Carvão 9,9 9,7 9,6 9,4 9,2 9,0 8,8 8,6 8,4 8,2 Gás Natural 3,8 3,7 3,7 3,6 3,5 3,5 3,4 3,3 3,2 3,1 Total 26,8 26,6 26,4 26,1 25,9 25,6 25,3 25,0 24,7 24,4
209
Quadro A.7.24- Custo total variável de produção de electricidade
Custo total variável (M€) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Cen
ário
s
BAU
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 Carvão 0,58 0,59 0,60 0,61 0,63 0,64 0,65 0,66 0,67 0,69 Gás Natural 2,21 2,26 2,30 2,35 2,40 2,44 2,49 2,54 2,58 2,63 Total 3,08 3,13 3,19 3,25 3,31 3,37 3,43 3,49 3,55 3,61
Sem ApoioEE
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 Carvão 0,57 0,57 0,57 0,58 0,58 0,58 0,59 0,59 0,59 0,59 Gás Natural 2,18 2,18 2,19 2,21 2,22 2,23 2,24 2,25 2,26 2,27 Total 3,05 3,03 3,05 3,07 3,09 3,10 3,11 3,13 3,14 3,15
ApoioEE Mínimo
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 Carvão 0,57 0,56 0,57 0,57 0,57 0,57 0,57 0,57 0,57 0,57 Gás Natural 2,18 2,16 2,17 2,18 2,18 2,19 2,19 2,19 2,20 2,20 Total 3,04 3,01 3,03 3,04 3,04 3,04 3,05 3,05 3,06 3,06
ApoioEE Moderado
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 Carvão 0,57 0,56 0,56 0,56 0,56 0,56 0,56 0,56 0,56 0,56 Gás Natural 2,17 2,15 2,15 2,15 2,15 2,15 2,14 2,14 2,14 2,14 Total 3,03 3,00 3,00 3,00 3,00 2,99 2,99 2,99 2,98 2,98
ApoioEE Máximo
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 Carvão 0,56 0,56 0,55 0,55 0,55 0,55 0,54 0,54 0,54 0,54 Gás Natural 2,16 2,13 2,12 2,11 2,10 2,09 2,08 2,07 2,07 2,06 Total 3,01 2,98 2,97 2,95 2,94 2,93 2,91 2,90 2,89 2,88
PreçoFalso Sem
ApoioEE
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 Carvão 0,57 0,58 0,58 0,59 0,59 0,60 0,61 0,61 0,62 0,62 Gás Natural 2,19 2,23 2,23 2,25 2,28 2,30 2,32 2,34 2,36 2,38 Total 3,05 3,10 3,10 3,13 3,16 3,19 3,21 3,24 3,27 3,29
Solar Sem ApoioEE
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 Carvão 0,56 0,56 0,55 0,55 0,54 0,53 0,52 0,51 0,50 0,49 Gás Natural 2,16 2,13 2,11 2,09 2,07 2,04 2,01 1,97 1,93 1,89 Total 3,01 2,97 2,95 2,93 2,89 2,86 2,82 2,77 2,73 2,67
Solar ApoioEE
moderado
Eólica 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Solar 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hídrica 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 Carvão 0,56 0,55 0,54 0,53 0,52 0,51 0,50 0,49 0,47 0,46 Gás Natural 2,14 2,10 2,07 2,04 2,00 1,95 1,91 1,86 1,82 1,76 Total 2,99 2,94 2,90 2,85 2,80 2,75 2,70 2,64 2,58 2,51
210
Quadro A.7.25- Custo total de produção e entrega de electricidade
Custo total da electricidade (M€) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
BAU 3,09 3,14 3,20 3,26 3,32 3,38 3,44 3,49 3,55 3,61 Sem ApoioEE 3,06 3,04 3,06 3,08 3,10 3,11 3,12 3,14 3,15 3,16 ApoioEE Mínimo 3,36 3,34 3,36 3,38 3,39 3,40 3,41 3,42 3,43 3,44 ApoioEE Moderado 3,68 3,66 3,68 3,69 3,70 3,71 3,72 3,73 3,74 3,75 ApoioEE Máximo 4,09 4,07 4,07 4,07 4,08 4,09 4,09 4,10 4,11 4,12 Preço falso Sem ApoioEE 7,34 7,51 7,63 7,78 7,93 8,09 8,25 8,42 8,58 8,75 Solar Sem ApoioEE 3,02 2,98 2,96 2,94 2,90 2,87 2,83 2,78 2,73 2,68 Solar ApoioEE moderado 3,01 2,95 2,92 2,87 2,82 2,77 2,71 2,66 2,60 2,53
Quadro A.7.26- Custo total da electricidade sem custos de Apoio
Custo total da electricidade sem
custos de Apoio (M€) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 BAU 3,09 3,14 3,20 3,26 3,32 3,38 3,44 3,49 3,55 3,61
Sem ApoioEE 3,06 3,04 3,06 3,08 3,09 3,11 3,12 3,13 3,14 3,15
ApoioEE Mínimo 3,05 3,02 3,04 3,04 3,05 3,05 3,05 3,05 3,05 3,05
ApoioEE Moderado 3,04 3,01 3,01 3,00 3,00 2,99 2,99 2,98 2,97 2,97
ApoioEE Máximo 3,02 2,98 2,97 2,95 2,94 2,92 2,91 2,89 2,88 2,86
Preço falso Sem ApoioEE
3,06 3,12 3,12 3,15 3,19 3,22 3,25 3,29 3,32 3,35
Solar Sem ApoioEE 3,02 2,98 2,96 2,93 2,90 2,86 2,82 2,78 2,73 2,68
Solar ApoioEE moderado
3,05 3,09 3,07 3,07 3,08 3,08 3,09 3,08 3,08 3,07
Quadro A.7.27- Custo total ao contribuinte
Ano
Custo total ao contribuinte (M€) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Cen
ário
BAU 8,38 8,65 8,92 9,20 9,50 9,80 10,11 10,42 10,75 11,09 8,38 Sem ApoioEE 8,55 8,73 8,90 9,05 9,19 9,34 9,48 9,62 9,76 9,91 8,55 ApoioEE Mínimo 8,53 8,64 8,72 8,83 8,94 9,06 9,17 9,29 9,40 9,52 8,53 ApoioEE Moderado 8,51 8,59 8,66 8,75 8,83 8,92 9,01 9,10 9,19 9,29 8,51 ApoioEE Máximo 8,49 8,47 8,56 8,61 8,67 8,72 8,78 8,85 8,92 8,99 8,49 Preço falso Sem ApoioEE 7,34 7,51 7,63 7,78 7,93 8,09 8,25 8,42 8,58 8,75 7,34 Solar Sem ApoioEE 8,68 8,76 8,80 8,81 8,80 8,77 8,74 8,69 8,62 8,55 8,68 Solar ApoioEE moderado 8,72 8,69 8,71 8,66 8,61 8,54 8,46 8,37 8,27 8,16 8,72